Методы предупреждения и ликвидации поглощений

Предупреждение поглощений обеспечивается минимальным избыточным давлением на поглощающий пласт и предотвращением резких колебаний давления в скважине. Это достигается за счет:

· снижения плотности раствора, в том числе использования аэрированных растворов и пен;

· уменьшения расхода (скорости восходящего потока) раствора;

· ограничения скорости СПО;

· расхаживания инструмента перед пуском насосов и плавного восстановления циркуляции;

· подбора соответствующей компоновки низа колонны бурильных труб (КНБК);

· предотвращения образование сальников.

Существенное снижение плотности раствора может быть получено за счет его аэрации, что значительно снижает гидростатическое давление в скважине. Одновременно повышаются технико-экономические показатели, улучшается качество вскрытия продуктивных горизонтов, особенно с АНПД, за счет снижения дифференциального давления. Плотность аэрированных растворов достаточно легко регулируется в пределах от 0,1 до 1 г/см³. Для улучшения выносной способности в жидкую фазу раствора вводятся поверхностно-активные вещества (ПАВ), которые препятствуют также укрупнению газовых пузырей.

Однако снижение плотности растворов и применение газожидкостных смесей (ГЖЗ) возможно только в случае, если обвалы стенок скважины и проявления флюидов маловероятны. В процессе бурения давление в скважине равно сумме гидростатического Р_гс и гидродинамического Р_гд давлений. Поглощения раствора не будет, если соблюдается условие

.

Представив давление поглощения через его градиент G_n, т. е. возрастание давления поглощения на единицу глубины,

,

и представив значения Р_гс и Р_гд, можно определить максимальный расход БР, при котором не происходит поглощение:

.

При спуске инструмента давление в скважине равно сумме гидростатического и динамического Р_д. Поглощения не будет при соблюдении неравенства .

Максимально допустимая скорость спуска инструмента определяется по формуле

.

При запуске насосов во избежание поглощений должно выполняться следующее условие: .

Отсюда предельное значение СНС бурового раствора может быть определено по формуле

.

Анализируя вышеприведенные формулы, можно сделать вывод, что повышение разности Д - d позволяет увеличить значения соответствующих параметров. Следовательно, необходимо стремиться к тому, чтобы площадь кольцевого пространства была достаточна велика. Это достигается путем подбора элементов КНБК соответствующего диаметра.

В настоящее время теоретически обосновано и практически испытано много методов борьбы с поглощением. Эффективность любого метода (достижение целесообразной прочности, проницаемости, долговечности изоляции зоны поглощения) зависит от соответствия его конкретным условиям.

Различают три категории интенсивности поглощений: малая - (от 10 до 15 м³/ч), средняя (от 40 до 60 м³/ч) и высокоинтенсивная (более 60 м³/ч).

При частичном поглощении в циркулирующий раствор вводят наполнитель. При полном поглощении наполнитель намывают в зону поглощения с устья по стволу через бурильные трубы без установки пакера или с его установкой. Этот способ ликвидации поглощений является достаточно эффективным и не требует больших дополнительных затрат времени и средств. Его сущность заключается в том, что в БР вводятся наполнители - инертные вещества с соответствующими размерами и формой частиц. В процессе бурения эти частицы проникают в каналы ухода раствора и перекрывают их. В качестве наполнителя может быть использован практически любой материал, состоящий из частиц сравнительно малых размеров, при вводе которых в БР он может прокачиваться насосом. Наиболее известные из наполнителей - опилки различных материалов, стружка, торф, изрезанная солома, резиновая крошка, отходы переработки хлопка, дробленая скорлупа орехов, слюда, кожа, горох и т. д.

Оптимальная концентрация наполнителей при турбинном способе составляет 5 кг/м³, при роторном способе бурения - 20-30 кг/м³ БР. Имеется опыт использования растворов с концентрацией наполнителя до

200 кг/м³.

Размеры частиц наполнителей выбираются с учетом того, что в канал круглого сечения свободно проходят частицы, размер которых меньше 1/3 диаметра канала, а в щель - меньше 1/2 ее раскрытости. Общепризнанно, что наиболее эффективная закупорка каналов ухода БР может быть получена при использовании наполнителей с разным размером частиц.

Намыв наполнителей через воронку. Этот трудоемкий технологический прием используют при ликвидации поглощения с динамическим уровнем более 50 м. Открытый конец бурильных труб устанавливают в кровле поглощающего пласта. На бурильные трубы надевают воронку, в которую подают наполнитель (транспортером или вручную) под струю жидкости из установленной выше ведущей трубы. Наполнитель подается в зону поглощения по бурильной колонне за счет давления, пропорционального динамическому уровню. После намыва первой порции наполнителя (2-3 т) в случае необходимости ее продавки в пласт спускают инструмент до подошвы пласта и проводят работы по проверке результативности операции.

Намыв наполнителей по закрытой нагнетательной линииведут при избыточном давлении на устье. Схема намыва наполнителей цементировочным агрегатом приведена на рис. 3.6. Наполнитель подают в малую тампонажную емкость под струю глинистого раствора, где приготовляют порцию тампонажной смеси. Содержание наполнителя доводят до 30-40 % по массе от объема раствора. Для повышения эффективности изоляционных работ к глинистому раствору иногда добавляют цемент из расчета до 30-

40 кг на 1 м³ раствора. Наполнитель намывают порциями.

Разработана обвязка для намыва наполнителей с помощью бурового насоса, которая позволяет применить крупный наполнитель; она может быть использована и для приготовления «мягких» пробок с высокой концентрацией комплексов наполнителей. Мягкие пробки готовят с помощью специальной технологической емкости, в качестве которой можно использовать гидромешалку. Технологическую емкость обвязывают с буровым насосом. Наполнитель подают под струю бурового насоса и таким образом получают мягкую пробку. Известны и другие составы тампонов типа мягких пробок. Для изоляции поглощающих пластов объем мягких пробок составляет 5-20 м³, а иногда 100 м³ и более.

При намыве на глинистом растворе иногда наполнитель уносится в удаленную часть пласта. Это снижает эффективность закупорки пласта и повышает расход наполнителя. Такое явление можно предотвратить обработкой глинистого раствора флокулянтами, что приводит к деструкции раствора и способствует улучшению закупоривания пласта. В качестве флокулянтов могут быть использованы соли двух- и трехвалентных металлов: кальция, алюминия и железа, а также высокомолекулярные полимерные реагенты - поливиниловый спирт, полиакриламид и др.

Разработаны комплексы специальных наполнителей для буровых растворов серии «К», представляющие собой порошкообразные смеси с оптимально подобранными компонентами, имеющими разнообразную форму, размеры и механические свойства (линейные волокна, волокнистые агрегаты, плоские чешуйки, сфероиды, угловато-зернистые частицы и т. д.). По своему составу эти компоненты являются природными полисахаридными и лигноцеллюлозными комплексами.

При полных поглощениях рациональней использовать тампонажные смеси (ТС). ТС в общем случае состоит из основного вяжущего, жидкости затворения и различных добавок, регулирующих технологические свойства. В качестве основного вяжущего для приготовления твердеющих ТС используют цементы различных марок, гипсы и их смеси, смолы и их композиты. Нетвердеющие ТС приготовляют на основе глины, битумов, полимеров и их композитов. Жидкостью затворения является пресная или морская вода, в которой предварительно можно растворить добавки, регулирующие технологические свойства ТС.

Тампонирующая смесь при продавке из скважины в пласт должна полностью вытеснить жидкость из поглощающих каналов, которые в общем случае имеют различные раскрытие и форму, заполнить их на определенном расстоянии от скважины, а затем по окончании продавки загустить или затвердить и тем самым образовать надежные перекрывающие пробки.

ТС должна быть удобной для доставки в зону поглощения, а в зоне поглощения должна приобретать высокую прочность. Ее плотность для уменьшения смещения, проявления гравитационных сил подбирают близкой к плотности пластовой воды, а вязкость - выше. Необходимо, чтобы сроки загустения и затвердения ТС соответствовали времени ее доставки в зону поглощения. В связи с неизбежностью контакта с жидкостью в скважине и в пласте она должна быть малочувствительной к разбавлению и быстро набирать прочность в пласте. Успешной изоляции всех каналов ухода в разнотрещиноватом коллекторе способствует смесь, обладающая вязкоупругими свойствами.

КачествоТС характеризуется:

· избирательной адгезией к горной породе и характером смачивания;

· плотностью;

· противодействием к разбавлению жидкостью в скважине и пласте;

· увеличением объема в пластовых условиях в период, предшествующий затвердеванию;

· наличием наполнителей, формирующих мостики и другие преграды в каналах на пути течения ТС;

· сроками схватывания (загустевания) и затвердевания.

В отдельных случаях минеральные вяжущие (цемент, гипс) или глинопорошок затворяют на углеводородной основе (цементно-соляровые и глиносоляровые смеси). Преимущество этих ТС состоит в том, что при отсутствии воды они не схватываются и это позволяет транспортировать их к зоне поглощения (при наличии буфера) без всяких опасений. При смешивании с водой такая ТС довольно быстро отделяет дизтопливо, густеет и в дальнейшем схватывается (цементно-соляровая смесь) и превращается в прочный камень.

Добавки к ТС распределяются по целевому назначению: облегчающие; закупоривающие; регулирующие реологические свойства, сроки загустевания, схватывания и затвердевания, и т. п.

Для уменьшения плотности используют стандартные легкие цементы, применяют аэрированные ТС, добавки пламилона и др. В качестве ускорителей загустевания и схватывания цементного раствора в основном используют хлориды кальция, магния, железа, сернокислый алюминий, добавки гипса, гипсоглиноземистого цемента и т. п.

Разумеется, сроки загустевания и схватывания зависят также от количества воды затворения (водоцементное, или водотвердое отношение), интенсивности перемешивания, температуры и в меньшей степени – давления. Поскольку химический состав большинства используемых для приготовления ТС веществ непостоянен, окончательная рецептура ТС должна быть непременно уточнена перед тампонированием зоны поглощения.

Смеси на основе латекса (ВУР). Синтетический латекс, представляющий собой многокомпонентную систему, является продуктом промышленности синтетического каучука. Это молочно-белая жидкость с желтым, розовым или сероватым оттенком плотностью 974-960 кг/м, состоящая из 52-54 % воды; 34-37 % каучука; 2-2,7 % белков; 1,65-3,4 % смол; 1,5-

4,2 % сахара и 0,2-0,7 % золы.

Свежий латекс имеет щелочную реакцию, а при добавлении кислот или солей двух- и трехвалентных металлов коагулирует. Латекс обладает также способностью самопроизвольно коагулировать, причем особенно быстро коагуляция происходит под действием тепла, поэтому хранить его надо в закрытом холодном помещении.

Применение латекса для изоляции зон поглощения основано на коагуляции его при смешивании с солями двух- и трехвалентных металлов, в результате чего образуется эластичная и плотная каучуковая масса, перекрывающая поры, трещины и другие каналы ухода в пласт раствора. Для увеличения прочности тампонов в латекс добавляют до 15 % лигнина. Латексы перед использованием структурируют, что способствует более равномерному распределению в них наполнителей (кордное волокно, резиновая крошка и др.), рациональная добавка которых составляет 100-120 кг на 1 м³ латекса.

Коагулированные глинистые смеси на основе полиакриламида (ВУС) представляют собой резиноподобную массу, отличающуюся высокой упругостью.

Коагулированная глинистая резинообразная масса высокой упругости образуется при перемешивании одного объема раствора полиакриламида 1%-ной концентрации с тремя объемами минерализованного глинистого раствора, приготовленного из бентонитового глинопорошка, вязкостью 26 с. Пластическая прочность этой массы не превышает 150-200 Па при нахождении в течение 6-10 ч во влажной среде. Поэтому данную смесь применяют для изоляции зон поглощения в пористо-кавернозных породах при последующем закачивании цементного раствора с ускорителем схватывания.

ВУС на основе гипана можно получить путем смешивания 15-30 %-ного водного раствора хлористого кальция с гипаном в объемном соотношении 1:1. Однако применение таких смесей ограничено вследствие потребности большого количества гипана. В практике высоковязкую смесь получают из гипана и минерализованного БР. Пластическая прочность коагулированной глинистой смеси не превышает 200-300 Па.

Цементно-бентонитовые пасты плотностью 1300-1500 кг/м приготовляют из смеси цемента и глины, взятых в соотношении 2:1 при водосмесевом отношении 0,9-1,0. Эти пасты отличаются стабильной плотностью и высокой начальной растекаемостью, составляющей 16,5 см по конусу АзНИИ. В промысловых условиях такие пасты получают в гидросмесителях при перепаде 0,3-0,4 МПа на штуцере диаметром 14 мм. В смесь добавляют ускорители схватывания. Тампонажные пасты готовят на глинистой основе или на основе неорганических вяжущих. Пасты на глинистой основе применяют обычно для снижения интенсивности поглощения и проведения последующих изоляционных работ с помощью БСС. Пасты на основе неорганических вяжущих являются твердеющими. Тампонажные пасты состоят из бентонита и воды с добавками хлорида кальция, гипана или метаса. Применяют также соляроцементные пасты и цементно-глинистые пасты.

ТС с высоким показателем фильтрации (ТРВВ) применяют для изоляции зон поглощения БР в трещиноватых породах. Получают ТРВВ путем смешивания цементного раствора пониженной плотности (1450-1500 кг/м) и утяжеленного глинистого раствора плотностью 1500-1600 кг/м. Для повышения закупоривающей способности в ТРВВ добавляют инертные наполнители.

При закачивании смеси в зону поглощения входящие в ее состав наполнители создают решетку в каналах поглощения, особенно в местах изгибов этих каналов и изменения их сечения, через которую происходит быстрое отфильтровывание воды из тампонажного раствора и образование плотного, прочного изолирующего слоя. Благодаря высокому показателю фильтрации тампонажный раствор быстро обезвоживается. Хорошие закупоривающие свойства смеси обусловлены выпадением в поглощающих каналах ее твердой фазы, и прежде всего утяжелителя, инициирующего этот процесс. Вследствие этого закупоривающая способность ТРВВ пропорциональна объему наполнителя, введенного в смесь.

Облегченные смеси. Плотность смесей, приготовленных на основе тампонажных цементов, снижают вводом облегченных добавок, которые также повышают закупоривающие свойства смесей. К ним относятся: глина, перлит, керамзит, молотные нефтебитумы, вермикулит, пемза, шлак, опока, нефтяной кокс, диатомит и др.

Облегченные смеси с широким диапазоном изменения плотности (820-1400 кг/м³) можно получить путем добавления в воду затворения кератинового клея, который повышает сроки схватывания смеси. Объем цементно-клеевых растворов в процессе твердения увеличивается. Образцы цементно-клеевых растворов имеют пористость 50-70 %.

Газоглинистая смесь. Ликвидация поглощений путем создания в каналах пласта глинистых тампонов, насыщенных газом, заключается в том, что в зону поглощения вводят БР с добавкой карбонатов (молотого мела, известняка) и водного раствора сернокислого алюминия. В водной среде сернокислый алюминий (Аl₂(SO4)₃) подвергается гидролизу, коагулирует, обращаясь в объемную студенистую массу - гель. При коагуляции гель захватывает твердые частицы БР. В результате протекания этого процесса в каналах ухода БР и в стволе скважины образуется высоковязкая нетекучая глинистая масса, которая будет насыщена выделяющимся при реакции углекислым газом. Пузырьки углекислого газа повышают вязкость и структурную прочность глинистой массы, образуя в стволе скважины и в каналах ухода БР достаточно прочные непроницаемые тампоны.

Низкая плотность компонентов предотвращает дополнительный гидроразрыв трещиноватых пород, высокая текучесть позволяет им проникнуть в мелкие поры и трещины породы, а мгновенное протекание реакции вызывает образование тампонов также и в приствольной зоне пласта.

Расширяющийся газоцементный раствор. В состав газоцементного раствора входят: тампонажный цемент, вода, жидкое стекло, натрий и алюминиевый порошок. Начало газообразования в растворе - 15 мин, начало схватывания - 1 ч 15 мин. Объем раствора увеличивается в 2 раза. В отличие от обычного цементного раствора газоцементный обладает способностью расширяться за счет выделения водорода. Процесс газовыделения сопровождается резкой потерей подвижности смеси. Рост объема и потеря подвижности в период поступления раствора в поглощающую зону служат его основными положительными качествами, обеспечивающими надежную изоляцию.

Изолировать частичные поглощения, не прекращая процесса бурения, можно применением гельцементных смесей. Гельцемент получают затворением тампонажного цемента на бентонитовом глинистом растворе плотностью 1040-1060 кг/м^З. При отсутствии бентонитовой глины можно применять глинистый раствор из местных глин с большей концентрацией последней в растворе. Гельцементные смеси можно приготавливать смешиванием цемента и глинопорошка с последующим затворением водой. Для получения густых гельцементных смесей рекомендуется добавлять в глинистый раствор 2,5-3 кг кальцинированной соды на 1 м³ раствора.

Для временной изоляции поглощающих пластов с температурой около 25-35 °С можно применять смеси на основе высокопрочного или строительного гипса. Особенность этих вяжущих заключается в высокой скорости нарастания прочности камня. Прочность высокопрочного гипса составляет от 1,6 до 2,1 МПа через 1 ч, а строительного - от 4,0 до 5,5 МПа через 2 ч (при отношении воды к гипсу 0,6).

В качестве замедлителей схватывания этих смесей используют триполифосфат натрия, тринатрийфосфат, гексаметафосфа ССБ, КМЦ, нейтрализованный черный контакт с кальцинированной содой. Недостаток чистых гипсовых смесей состоит в том, что гипсовый тампон со временем разрушается и поглощение может возобновиться.

Для изоляции зон поглощений в продуктивных отложениях рекомендуется применять гипсомеловые смеси, которые при освоении скважин легко могут быть удалены солянокислотной обработкой с целью восстановления продуктивной характеристики коллекторов.

Гипсомеловые смеси отличаются хорошей подвижностью после затворения и быстрым нарастанием прочности в конечный период схватывания. При приготовлении гипсомелового раствора из сухой смеси гипса и мела в емкость цементировочного агрегата закачивается вода с растворенными в ней реагентами, а в бункере цементно-смесительных машин загружается сухая смесь гипса и мела. При затворении гипса на меловой суспензии последнюю закачивают в емкости цементировочных агрегатов, а гипс загружают в бункеры цементно-смесительных машин.

Быстросхватывающие смеси (БСС) готовят на основе полимерных добавок к цементным растворам, смол: ФР-12, ТСД-9, ТЭГ-1 (алифатическая эпоксидная), М-19-62, МФ-17 (мочевиноформальдегидная), ФА (фурфурол-ацетановый мономер) и др. В качестве отвердителей используются: параформ, полиэтиленполиамин, хлорид железа и др.

В БСС для сокращения сроков схватывания и получения высокой прочности цементного камня на ранней стадии твердения в цементный раствор вводят ускорители схватывания: хлористый кальций, кальцинированную соду, углекислый калий (поташ), хлористый алюминий, хлористый натрий, сернокислый глинозем, жидкое стекло, каустическую соду, высокоминерализованную пластовую воду хлоркальциевого типа и др. Количество вводимых ускорителей обычно не превышает 6-8 % цемента в пересчете на сухое вещество.

Для приготовления БСС можно использовать глиноземистый и гипсоглиноземистый цементы. Сроки схватывания глиноземистого цементного раствора с водоцементным отношением 0,5 весьма медленные и достигают 10 ч. Для приготовления БСС в тампонажный цемент добавляют 10-20 % глиноземистого цемента. При вводе в глиноземистый цемент фтористого натрия смесь становится быстросхватывающейся.

Смесь, приготовленная из гипсглиноземистого цемента, является расширяющейся, быстросхватывающейся и быстротвердеющей. Начало схватывания этого цементного раствора при водоцементном отношении 0,5 равно 1,5 ч, а конец - 2 ч, прочность на изгиб через 2 сут составляет 3,5-5,0 МПа.

Ввиду высокой стоимости гипсглиноземистый цемент применяют в смеси с другими цементами и наполнителями. Быстросхватывающуюся расширяющуюся смесь можно получить при добавлении в тампонажный цемент 20-30 % гипсглиноземистого цемента, для облегчения в смесь тампонажного и гипсглиноземистого цемента добавляют до 30 % легких добавок, например диатомита.

БСС на углеводородной основе представляют собой суспензии, в которых тампонажный цемент, наполнитель и ускоритель находятся во взвешенном состоянии. Благодаря инертности цемента к углеводородным жидкостям эта смесь не схватывается, что позволяет безопасно транспортировать ее по бурильным трубам на значительную глубину. При контакте с водой последняя вытесняет углеводородную жидкость из смеси, после чего смесь загустевает и схватывается, образуя прочный цементный камень. Для получения подвижной и легко прокачиваемой смеси с высоким содержанием твердой фазы в углеводородную жидкость вводят ПАВ.

Соляроцементные смеси содержат 30-40 % дизельного топлива, 0,5-1% ПАВ и до 6 % ускорителя от массы цемента. Для большей прочности цементного камня и с целью экономии в состав смеси иногда вводят до 30-50 % кварцевого песка. В качестве ПАВ рекомендуют применять креозол, НЧК, фенол, асидол и др. В качестве ускорителя загустевания лучше применять хлорид кальция.

Соляроцементно-бентонитовыесмеси имеют следующий состав: 1000-1200 кг бентонитового глинопорошка, 300-500 кг цемента и 0,5-1 % ПАВ. Иногда в смесь вводят 3-10 % жидкого стекла от массы цемента для предотвращения отрицательного воздействия на смесь пластовых вод до начала схватывания и повышения вязкости и начальной прочности камня.

Важным достоинством этих ТС являются низкая плотность, однокомпонентность состава, устойчивость отвержденного материала к пластовым флюидам и незначительная усадка его в водной среде, а также небольшой расход реагента для проведения изоляционных работ. Время начала отвердения смеси зависит от концентрации реагента и среды и составляет от нескольких минут до 1,5 ч и более.

После выбора вида тампонажной смеси в лабораторных условиях подбирают оптимальную рецептуру и определяют ее основные свойства (плотность, растекаемость, сроки схватывания, пластическую прочность) при температуре, равной забойной.

Объем тампонажной смеси, необходимый для изоляции поглощающего пласта, определяют из условий закачки ее в пласт на требуемое расстояние, оставления цементного моста и с учетом возможных потерь при доставке смеси в пласт. Объем смеси для заполнения поглощающего пласта толщиной h на расстояние R₀ можно оценить по формуле

Wп = pmh(R²₀ – R²_c),

где т -коэффициент эффективной пористости пласта;

R_c - радиус скважины. Обычно величину R₀ принимают равной R₀ = R_c + (0,5¸1).

Н.Я. Семеновым предложено определять расстояние закачки смеси в пласт из условия ее предельного равновесия:

.

где D_c -диаметр скважины в зоне поглощения, d;

d - диаметр и величина раскрытия соответствующих каналов;

q - начальное напряжение сдвига отвержденной смеси (величина q оценивается по пластической прочности Р_m смеси - q = 0,25 Р_m).

Объем ТС для цементного моста принимается равным объему ствола скважины против поглощающего пласта плюс 20-30 м выше его кровли.

На практике объем ТС чаще находят увеличением объема цементного моста против зоны поглощения в определенное число раз (например, в 5 раз).

Структурно-механические свойства следует подбирать так, чтобы ТС проникла в глубь пласта по наиболее крупным поглощающим каналам на расстояние 1-5 м при избыточном давлении 0,5-3,0 МПа.

Окончательный компонентный состав ТС (ее рецептуру) можно формировать: сразу при приготовлении ТС, т. е. перед закачкой в скважину; на цементировочной головке; на забое скважины и в каналах пласта; комбинацией перечисленных приемов. Возможно применение забойных смесителей. Смеситель имеет емкость, в которой содержится раствор реагента. В поток ТС, подаваемый насосом, вводят пробку, которая, достигнув смесителя, открывает заслонку, что и обеспечивает смешение ТС с реагентом в специальном диффузоре. Забойные смесители применяют при бурении скважин малого диаметра, что объясняется особенностью способа.

В настоящее время чаще всего используют два способа доставки и продувки тампонирующей смеси в зону поглощения через бурильные трубы без установки пакера и с пакером. Без установки пакера смесь больше разбавляется и буровым раствором, и пластовой жидкостью. Она не защищена от возможного внутрискважинного перетока ни в период закачки, ни в период твердения, поэтому может быть унесена, сильно разбавляясь, далеко от ствола скважины и не создаст изолирующего экрана.

Отмеченные недостатки исключаются при изоляции зоны поглощения с установкой пакера над кровлей поглощающего пласта. При этом зона поглощения отделяется от расположенной выше части ствола скважины (рис. 3.7), что позволяет: уменьшать разбавление тампонирующей смеси буровым раствором; исключить гидродинамическое взаимодействие изолируемого пласта со скважиной (выше пакера) и с другими проницаемыми пластами (внутрискважинный переток); регулировать и контролировать (с помощью устьевого и глубинных манометров) режим закачивания и продавливания тампонирующей смеси.

Для борьбы с поглощениями бурового раствора 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 (особенно при бурении на площадях с повышенным пластовым давлением) при создании различных перепадов давления на пласты, поглощающие жидкость.

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

Если при продавливании смеси необходимое давление не достигнуто (пласт с высокой проницаемостью), то при пакерной заливке зоны поглощения гидродинамическое взаимодействие регулируется не только на стадии закачивания и продавливания, но и на стадии твердения тампонирующей смеси. Пакер не извлекается на поверхность до набора необходимой прочности смеси, процесс ее твердения происходит при условии равновесия системы, которое достигается закачиванием расчетного объема продавочной жидкости.

Условие равновесия: ,

отсюда ,

где – высота столба продавочной жидкости над тампонирующей смесью;

, -удельный вес соответственно тампонирующей смеси и продавочной жидкости;

h_см = 20-30 м-превышение уровня тампонирующей смеси над кровлей зоны поглощения.

Пакер дает возможность удержать ТС в приствольной зоне и добиться надежной изоляции пласта.

Конструкция пакера позволяет доставлять в зону поглощения не только ТС, но и наполнитель вместе со смесью или перед ее закачиванием. В осложненных условиях оставление пакера на бурильных трубах в скважине на период твердения ТС может привести к прихвату бурильной колонны. Во избежание прихвата изоляционные работы проводят с использованием разбуриваемых пакеров. После закачивания и продавливания тампонирующей смеси бурильные трубы поднимают на поверхность, а пакер и затвердевшую тампонирующую смесь в скважине разбуривают.

Разработан способ приготовления смеси при доставке одного из компонентов в закрытых полиэтиленовых сосудах, а ускорители схватывания транспортируют в сосудах вместе с тампонажным раствором по колонне бурильных труб с гидромеханическим пакером. При выходе из бурильных труб сосуды разрушаются ножами, и ускоритель поступает в тампонажный раствор. Обычно часть ускорителя заранее вводят в воду затворения, другую часть - у зоны поглощения, а ТС закачивают тремя порциями. Ускоритель схватывания заранее вводят только во вторую порцию.

Для повышения изолирующих свойств ТС предложено применять способ глубинного струйного гидродиспергирования путем направления струи на экран или соосную встречную струю. Это приводит к значительному увеличению удельной поверхности частиц твердой фазы тампонажного раствора и связыванию свободной воды. При такой обработке получают ТС с высокими реологическими свойствами. Установлено, что за счет диспергирования твердой фазы в 2-3 раза повышается пластическая прочность, на 15-20 % сокращается время начала схватывания, в 3-6 раз уменьшается проницаемость и на 15-23 % возрастает прочность тампонажного камня.

Изоляционные работы целесообразно выполнять после вскрытия зоны поглощения на полную мощность. При этом в отдельных случаях полного поглощения раствора применяют бурение без циркуляции по методу «плавающего столба раствора» – выше зоны поглощения заливают БР с требуемыми параметрами, а насосами прокачивают в скважину другую (более дешевую) жидкость, которая поглощается, захватывая с собой шлам.

Методы борьбы с катастрофическими поглощениями промывочной жидкости при бурении скважин. Для реализации способа ликвидации поглощения путем установки трубы или оболочки на стенке скважины, а также для лучшего удержания ТС в крупных трещинах и кавернах возле ствола скважины до ее затвердения используются перекрывающие устройства.

Из перечня предложенных технологических решений, не требующих изменения конструкции скважины, наиболее эффективными можно признать использование расширяющихся по диаметру труб (профильный перекрыватель) и устройства с сеткой, ограничивающего растекание ТС по крупным поглощающим каналам и удерживающего смесь возле ствола скважины до ее затвердения.

Данная технология позволяет исключить установку промежуточных колонн, следовательно, значительно удешевить сооружение скважины. Она предусматривает перекрытие зоны поглощения специальными профильными обсадными трубами, их последующее выправление под действием избыточного давления и развальцовку шарошечными или роликовыми развальцевателями. Для улучшения изоляции зон поглощения применяется герметизирующая паста. При сборке перекрывателя паста заливается во впадины профильных труб, которые находятся выше и ниже зоны осложнения.Предусматривается предварительное расширение диаметра ранее пробуренного ствола скважины. При помощи расширителя, под действием давления 3-4 Мпа плашки расширителя выдвигаются в рабочее положение. Производится зарезка, в течение 5-7 минут бурильный инструмент вращается на одном месте со скоростью 60-75 об./мин с промывкой. При наличии посадки (1-2 т) ствол скважины расширяют. Интервал расширения скважины и результат определяют каверномером. Перекрыватель спускается на бурильных трубах в скважину в интервал установки, создается избыточное давление в перекрывателе 9-12 МПа. При этом перекрыватель прижимается к стенке скважины и изолирует зону осложнения. Проверяют установку перекрывателя в скважине разгрузкой или натяжением инструмента до 150-200 кН и, вращая ее вправо, отворачивают бурильную колонну от перекрывателя. Перекрыватель развальцовывается при помощи развальцовочной головки или роликового развальцевателя.

Расширители раздвижные многошарошечные типа РРУ предназначены для калибровки и фрезеровки внутренней поверхности обсадной колонны, а также для расширения диаметра скважин при установке профильного перекрывателя.

Качественным отличием применения профильных перекрывателей является отсутствие необходимости применения тампонажного цементного раствора в технологическом процессе ликвидации поглощения бурового раствора.

В Татарстане введен в эксплуатацию специализированный завод – ЗАО «Перекрыватель», который серийно производит оборудование для локального крепления стенок скважин. Предлагаемая технология крепления скважины экспандируемыми трубами, не имеющая аналогов в мировой практике строительства скважин, находит применение для решения целого ряда проблем. Она заключается в том, что обсадные трубы диаметром большим диаметра скважины профилируют по всей длине и уменьшают в поперечном сечении на величину, позволяющую свободно спустить их в скважину, а зону осложнения увеличивают в диаметре раздвижным расширителем до диаметра исходных (неспрофилированных) обсадных труб. После спуска на бурильных трубах профильного перекрывателя в скважину за счет давления, создаваемого закачкой БР, профильные трубы выправляются до исходных размеров и плотно прижимаются к стенке расширенного участка скважины. Для герметизации перекрывателя на верхнюю и нижнюю профильные трубы до спуска в скважину наносят специальный герметик.

Схема профильного перекрывателя, разработанного в ТатНИПИнефти, приведена на рис. 3.8. Перекрыватель состоит из профильных труб 2, суммарную длину которых выбирают из условия перекрытия зоны поглощения снизу и сверху не менее чем по 1,5 м. На нижней трубе устанавливают чугунный башмак 4, а на верхний левый - переводник 1. Профильные трубы соединяются между собой с помощью конусных упорных резьб.

После спуска перекрывателя в бурильные трубы бросают шар, навинчивают ведущую трубу и устанавливают перекрыватель в необходимом интервале. Нагнетанием БР доводят шар до отверстия в башмаке и дальнейшим повышением давления расши