Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Факторы и причины поглощений. Под поглощением пони­мают фильтрацию (уход) промывочной жидкости из ствола скважины в окружающие породы. Основные факторы поглоще­ний промывочной жидкости: репрессия на пласт и наличие в по­родах пласта каналов ухода.

Причины поглощений промывочной жидкости условно делят на: 1) геологические; 2) технологические; 3) горно-технические и 4) организационные.

Геологические причины охватывают все геологические и гид­рогеологические особенности условий участка работ, определяю­щие интенсивность фильтрации промывочной жидкости в пласт’. Поглощающие пласты могут быть представлены несвязными мелкопористыми, пористыми (песчаными и крупнообломоч­ными), закарстованными и трещиноватыми породами.

Наиболее интенсивные поглощения чаще всего отмечаются в крупнообломочных, закарстованных и трещиноватых горных породах. Глубина залегания несвязных и кавернозных пород обычно не превышает 300 м, трещиноватые же породы могут быть встречены скважиной на любой глубине. В связи с этим трещиноватость пород должна изучаться как объект возможных зон геологических осложнений.

Трещины в горных породах обычно классифицируют по гео­метрическим особенностям, морфологии и генезису.

По геометрическим особенностям трещины делят на систем­ные, хаотичные и полигональные, на вертикальные с углами па­дения 72—90°, крутые 45—72°, пологие 6—45° и горизонтальные до 6°.

Основными параметрами трещин, имеющими наибольшее значение при оценке зон поглощений, являются: раскрытие тре­щин, густота (расстояние между ними по нормали) и частота (расстояние между трещинами по горизонтали в скважине). С ростом глубины залегания пород раскрытие и густота гори­зонтальных и пологих трещин, как правило, снижаются. С уве­личением мощности слоя расстояние между трещинами при не­изменных условиях растет. При увеличении прочности пород данного слоя густота трещин уменьшается.

Раскрытие может быть разным — от волосных трещин до 1 м и более. Наличие в породе трещин размером от 0,1 до 1 мм может оказаться уже достаточным при определенных условиях для возникновения поглощения промывочной жидкости. По рас­крытию трещины делят на: тонкие — менее 1,0-мм; мелкие —

1,5 мм; средние — от 5 до 20 мм, крупные — от 20 до 100 мм и очень крупные — более 100 мм.

Раскрытие трещин определяет выбор вида закупоривающего материала, размер и количество вводимого в промывочный или тампонажный растворы наполнителя, а также состав тампонаж — ных смесей и способ ликвидации поглощений.

Трещины могут быть свободными и заполненными различ­ным материалом, например, кальцитом в карбонатных породах; гипсом в отложениях гипса и ангидрита. В тектонических зо­нах— материалом с различной степенью дезинтеграции, вплоть до глин.

В районах распространения многолетнемерзлых горных пород трещины могут быть заполнены льдом. Реальную опас­ность для фильтрации промывочной жидкости в пласт могут представлять свободные трещины.

По генетическому типу можно предварительно оценить пло­щадное и глубинное распределение трещин в массиве. Так, для петрогенетических трещин оно тесно связано с литологией мас­сива. Для них характерно то, что раскрытие и густота трещин* определяются мощностью и составом пород. Последнему под­чинена также и ориентация трещин.

Распределение тектонических трещин контролируется строе­нием данного участка (месторождения). Эти трещины имеют по­всеместное развитие и могут встречаться во всех видах пород. Состав их в значительной степени определяет частоту и ориен­тировку тектонических трещин отрыва и кливажа. Для послед­них характерны также большая частота и региональное их раз­витие. Эти трещины чаще вызывают обвалы горных пород в ствол скважины при незначительном или полном отсутствии фильтрации в них промывочной жидкости.

Распределение экзогенных трещин подчинено как экзоген­ным факторам, так и литолого-тектоническим особенностям мас­сива. Они, например, могут быть приурочены к слабым про­слоям пород, тектоническим зонам и т. п.

Искусственные трещины в основном определяются инженер­ной деятельностью человека.

Поглощения промывочной жидкости, связанные с карстами, встречаются в районах распространения растворимых пород (карбонатных, сульфатных, отложениях солей). При бурении в таких породах возможно вскрытие каверн (пустот), каналов, галерей, пещер и т. д. Возможны провалы бурового инстру­мента. В зависимости от локальности развития карста интен­сивность поглощения может резко изменяться. Закарстован — ность пород затухает с глубиной — В табл. 7.1 приведена класси­фикация горных пород по трещиноватости, закарстованности и степени водопроницаемости. Такая обобщенная классификация по степени сплошности пород, коэффициенту фильтрации и удельному водопоглощению позволяет использовать данные гид­рогеологических исследований скважин в районе (участке) для прогнозирования возможных поглощений промывочной жидко­сти при бурении скважин на твердые полезные ископаемые. Она может служить также основой для выбора методов предупреж­дения и ликвидации поглощений, которые будут тем больше, чем больше водопроницаемость, трещиноватость или закарсто — ванность пород.

Обычно наиболее частые поглощения отмечаются в зонах аномально низкого пластового давления (АНПД). Нормальным пластовым давлением считают напор вод, при котором гради­ент горного давления Сг=0,01 МПа. При сгг<0,01 МПа будет поглощение воды пластом.

Технологические причины поглощения промывочной жидко­сти связаны с: 1) правильностью выбора конструкции сква­жины, например, с уменьшением диаметра ствоЛа скважины

Классификация горных пород по трещиноватости, закарстованности и степени водопроницаемости Коэффициент Удельное Горные породы фильтрации, водопоглощение, м/сут м3/ч Практически монолитные <0,01 <0,0003 Весьма слабоводопроницаемые, слаботрещи­ 0,01—0,1 0,0003—0,003 новатые и слабозакарстованные Слабоводопроницаемые, слаботрещиноватые 0,1—10 0,003—0,3 и слабозакарстованные Водопроницаемые, трещиноватые и закар- 10—30 0,3—0,9 стованные Сильноводопроиицаемые, сильнотрещино­ 30—100 0,9—3,0 ватые и’сильнозакарстованные Весьма сильноводопроницаемые, весьма >100 >3,0 сильнотрещиноватые и весьма сильнозакар- стованные

снижается количество теряемой жидкости в единицу времени;

2) выбором способа промывки, вида очистного агента и пара­метров последнего (плотности и реологических свойств); 3) со скоростью потока промывочной жидкости по стенкам сква­жины; 4) частотой вращения бурового инструмента в скважине; 5) длительностью работы в открытом стволе скважины (при расширении ствола, перебуривании отдельных интервалов в зо­нах поглощений и др.); 6) изменением перепада давления Ар на пласт, равного

Ьр = Рп + Рт—Рпл — (7.1)

Гидростатическое давление рСТ определяется весом столба промывочной жидкости.

■ Гидродинамическое давление (рТЛ, МПа) в зависимости от выполняемой технологической операции рассчитывается: 1) при циркуляции промывочной жидкости в затрубном пространстве скважины рЪп, 2) при пуске насоса

4-10 ®/-0 псл

Рн = ———— —. (7.2)

£>с — а

где L — глубина скважины, м; 0 — статическое напряжение сдвига, Н/м2; Dc и d — диаметры скважины и бурильных труб, соответственно, мм;

3) гидродинамическое давление на стеики скважины при спуске и подъеме бурового инструмента может быть оценено по формуле

рспо~ 0,33-Ю-4-^^-, (7.3)

Di — d*

где Ища* — максимальная скорость спуска бурового инстру­мента, м/с; /, — глубина спуска, м; г — эффективная вязкость раствора в скважине, Н • с/м2; £>с и (1 — диаметры скважины и бурильных труб, соответственно, мм.

Однако эмпирическая формула (7.3) лишь качественно поз­воляет определить влияние различных параметров на р спо ДЛЯ скважин большого диаметра на нефть и газ.

Для скважин диаметрами 76 и 59 мм была получена другая эмпирическая зависимость:

Репо (7.4)

где Ощах — максимальная скорость спуска (подъема) колонны бурильных труб, м/с; а — коэффициент, учитывающий влияние кольцевого зазора между стенками скважины и бурильными трубами, свойства промывочной жидкости и степень заполнения ею колонны труб.

Коэффициент а для труб

Диаметр 76 мм………………………………… а = 0,003

Диаметр 59 мм………………………………… а = 0,004

Для любых конкретных условий значения коэффициента а должны быть уточнены.

При оценке осложненности процесса бурения необходимо учитывать естественное электрическое поле. Установлено, что разность потенциалов между трубами и стенкой скважины са­мопроизвольно возникающего электрического поля лежит в пределах 200—1000 мВ. Наличие электрического поля в сква­жине определяет ориентацию и перемещение частиц дисперс­ной фазы промывочной жидкости и как следствие — изменение ее свойств. Так, при напряжении до 300 мВ могут увеличи­ваться пластическая и эффективная вязкости, статическое и динамическое напряжение сдвига. Свыше 300 мВ отмечается снижение реологических свойств. Возможные изменения струк­турно-механических свойств из-за наличия естественного элек­трического поля в скважине должны быть учтены при гидрав­лических расчетах потери давлений в скважине.

Рост гидродинамического давления может оказаться осо­бенно опасным тогда, когда гидростатическое давление близко к пластовому. Из практики бурения скважин на нефть и газ известно, что для возбуждения поглощения жидкости иногда достаточно развития репрессии на пласт,- равного 3,6 • 10-3 Па.

Причиной поглощения промывочной жидкости может яв­ляться также гидроразрыв пласта, т. е. искусственное форми­рование трещин (каналов ухода) в первоначально монолитных породах или раскрытие ранее имевшихся трещин. Это происхо­дит при условии

Рст + Ргд>Рр, (7.5)

где рр — давление гидроразрыва пласта.

Для предотвращения гидроразрыва пласта требуется, чтобы суммарное давление (рст + ргд) было меньше давления гидро — разрыва рр на 5—6 %. Допустимую величину (рст+рГд) можно также определить по формуле

Рст + Ргл = когЬ, (7.6)

где & — коэффициент запаса, равный 0,90—0,95; сг2 — градиент горного давления, МПа/м; X — глубина залегания пласта, м.

К горно-техническим причинам поглощений относят вскры­тие скважинами старых горных выработок, искусственных тре­щин, связанных с инженерной деятельностью человека, к орга­низационным причинам — низкую профессиональную квалифи­кацию бурового персонала.

Исследования поглощающих пластов. Основными задачами исследований поглощающих пластов являются: 1) изучение ли­тологических особенностей пород в зоне поглощений, а также их пористость, трещиноватость и кавернозность; 2) определение глубины и мощности зоны; 3) выявление количества поглощаю­щих горизонтов; 4) оценка раскрытия трещин; 5) измерение величины пластового давления; 6) определение скорости и на­правление движения жидкости между пластами; 7) оценка ин­тенсивности поглощения проницаемой зоны; 8) определение фактического диаметра скважины в исследуемом интервале; 9) определение минерализации пластовых вод, температуры окружающих пород. Знание всех этих данных или части их позволяет: 1) прогнозировать возможность встречи скважиной поглощающих пластов; 2) правильно выбирать методы пре­дупреждения и ликвидации ухода жидкости из скважины в пласт; 3) экономно расходовать материалы; 4) гарантиро­вать успех проводимых мероприятий по предупреждению и ликвидации поглощений. Изучение зон поглощений произво­дится по проектным, фактическим материалам и по возможно­сти с учетом всех видов информации, получаемой при бурении скважин: геологической, гидрогеологической, геофизической,

буровой (по приборам и личным наблюдениям бурильщика), а также с помощью специальных исследований в скважине.

(

Различают следующие виды исследований в скважине: опе­ративный, выполняемый силами буровой бригады, и специаль­ный, проводимый геофизическими или гидрогеологическими от­рядами. Оперативный контроль включает: наблюдения и опе­ративнее исследования. Наблюдения ведутся по имеющейся на буровой наземной контрольно-измерительной аппаратуре, включая КУРС-411; КУРС-613 и др.: 1) изменением статиче­ского уровня в скважине; 2) изменением объема промывочной жидкости в зумпфе (циркуляционной системе) с помощью раз­личных уровнемеров; 3) количеством промывочной жидкости, входящей и выходящей из скважины, с помощью расходомеров (водосливных, индукционных, ультразвуковых и др.); 4) изме­
нением давления на выкиде насоса; 5) выходом керна и сте­пенью его трещиноватости; 6) процессом углубления скважины по специальной аппаратуре (самопишущим ваттметром, раз­личными анализаторами ситуаций).

Оперативные исследования в скважине включают различ­ные методы оценки поглощающего пласта с помощью: 1) раз­личных пакерных устройств; 2) специальной печати; 3) по шламу и т. д.

Определение границ поглощающего пласта с помощью про­стейшего пакерного устройства производится следующим обра­зом. Пакер (тампон) закрепляется на бурильной трубе, низ ко­торой закрыт. Над и под пакером имеются отверстия, перекры­ваемые при необходимости клапанами.

Для определения границ поглощающего пласта открыва­ется отверстие под пакером. Снаряд на бурильных трубах опускается в скважину до места предполагаемого ухода жидко­сти в пласт. В бурильные трубы подается вода. Перемещая прибор вниз по стволу скважины, периодически его останавли­вают и включают подачу жидкости. При переходе от погло­щающего пласта к непоглощающему на манометре насоса бу­дет отмечено резкое изменение давления.

■ Для определения верхней границы проводят аналогичные операции, но предварительно закрывают отверстие под паке­ром и открывают над ним. Прибор перемещают по стволу от нижней границы пласта вверх. Как только накер будет оста­новлен выше кровли поглощающего пласта, из скважины нач­нет поступать буровой раствор.

Специальные методы делятся на геофизические и гидроди­намические исследования в скважине. Геофизические исследо­вания предусматривают использование в зависимости от гео­логических условий различных методов каротажа скважины: расходометрию, кавернометрию, акустический, гамма-гамма’ плотностной, стандартный каротаж, термометрию, резистиви — метрию, электрометрию и др. Наряду с этим может быть’ ис­пользовано фотографирование, телевизионный осмотр стенок..скважин. Гидродинамические исследования делятся на два способа: 1) прослеживание за снижением (подъемом) уровня жидкости до статического после налива или откачки воды из скважины при неустановившемся режиме; 2) кратковременные откачки или нагнетания жидкости в пласт при герметизирован­ном устье скважины и при установившемся режиме.

В зависимости от стадии разведки (поиски, предваритель­ная, детальная или эксплуатационная разведка) и для каж­дого участка (месторождения) опытным путем устанавливают рациональный комплекс минимальных исследований зон погло­щений, при которых была бы получена необходимая информа­ция, достаточная для проведения надежных профилактических, тампонажных и других работ, связанных с ликвидацией погло­щений. Учитывая, что выполнение даже ограниченного ком­плекса исследований в скважине требует больших затрат вре­мени и средств, их проводят в основном на месторождениях (нефти, газа, угля), где по данным нескольких (двух-трех) опорных скважин можно осуществить глубинный и площадной прогноз зон поглощений. На месторождениях, отличающихся сложными геологическими условиями, когда каждая скважина может стать объектом самостоятельного изучения, как пра­вило, ограничиваются только оперативными методами изуче­ния поглощающих пластов. Иногда эти работы дополняют про­ведением расходо — и кавернометрии. С помощью скважинных расходомеров оценивают глубину залегания и мощность про­ницаемых зон, интенсивность поглощения или водопроявления, а также направление перетоков жидкости в скважине между отдельными зонами.

Краткие технические данные некоторых скважинных расходомеров

Расходомеры……………………………… ТСР-34/70ЭМ ДАУ-ЗМ РС-50

TOC o "1-5" h z Наружный диаметр, мм…. 34—70 73, 108 50

Длина, м…………………………………….. 1,0 1,1 1,0

Порог чувствительности, м3/с 0,01 -10-3 0,53-10—3 —

0,16-10-8

Приборы состоят из погружной и наземной частей. Погруж­ной снаряд дискретного действия спускается в скважину на стандартном каротажном кабеле с помощью лебедки. В каче­стве основных датчиков используется двухлопастная аксиаль­ная крыльчатка. Ее вращение преобразуется в импульсы, кото­рые передаются на регистрирующую наземную аппаратуру. Вращение крыльчатки наступает только при наличии в стволе скважины, а соответственно и в крыльчатке, осевых перетоков жидкости. Они возникают: 1) естественным путем при наличии в скважине проницаемых зон с разными напорами; 2) искусст­венно— при наличии (нагнетании) воды в скважину.

Датчики приборов могут работать при закачивании в сква­жину в основном воды и реже глинистого раствора.

Наземная аппаратура состоит из блока регистрации, устрой­ства для отсчета глубины, блока питания и подъемного меха­низма.

Работа с расходомерами. Предварительно по имеющимся геологическим материалам и данным наблюдений при бурении намечаются зоны поглощений. Определяется глубина статиче­ского уровня жидкости в скважине с помощью уровнемера или расходомера. Если имеется несколько зон поглощений, то ус­танавливается глубина статического уровня жидкости для каж­дого горизонта. Для определения фактического диаметра ствола скважины в исследуемом ее интервале проводится ка — вернометрия. Затем в скважину спускают расходомер и зака­чивают воду. К измерениям приступают после установления

в ■ скважине постоянного динамического уровня. После этого расходомер перемещают в стволе скважины, периодически ос­танавливая его через 5—10 м для наблюдений. Длительность остановки зависит от диаметра скважины, вида закачиваемой жидкости и скорости ее движения. С увеличением диаметра скважины это время увеличивают. Однако оно не должно быть менее 30 с из-за роста погрешности при определении расхода жидкости.

При наличии поглощения (водопроявления) в скважине бу­дет происходить изменение частоты вращения крыльчатки. Для большей детализации информации интервалы наблюдений (точки) сужают до 5—10 см. Глубина положения расходомера в скважине, при которой отмечено вращение крыльчатки, опре­деляет подошву, а глубина, при которой ее вращение сохраня­ется постоянным, фиксирует кровлю зоны поглощения.

Частоту вращения крыльчатки п определяют по формуле

п = п„/тн, (7.7)

где «и — число оборотов крыльчатки за время наблюдения, об.; Тн — время наблюдения, с.

Зная п, определяют расход жидкости QK, проходящей ^ерез крыльчатку, с помощью градуировочных графиков зависимости Qn=f(tt), прикладываемых к паспорту прибора. По QK нахо­дится интенсивность потока жидкости в стволе скважины Qc с учетом ее фактического диаметра.

Qc = ^Qk, • (7.8)

где ka — поправочный коэффициент на диаметр скважины. Зна­чения ка определяются опытным путем для каждого вида жидкости, типа расходомера, а также для различных п. По этим данным строятся графики зависимости ka=f(Dc) при п= — const. Эти графики также прикладываются к паспорту при­бора.

По данным табл. 7.2 строится зависимость Qc = f(L). С по­мощью графика (рис. 7.1) выявляются зоны поглощений (во-

Таблица 7.2 Форма журнала наблюдений Глубина наблюдения L, м Частота вращения крыльчатки, Пн, с-1 Расход жидкости через крыльчатку QK, м3/с Истинный диаметр скважины, D, мм kd Интенсив­ность потока жидкости по скважине ес. м3/с

допроявлений) на графике, отклонение кривой в сторону оси ординат соответствует поглощению жидкости, а от оси орди­нат — водопроявлению в скважине.

Методы профилактики и ликвидации поглощений промывоч­ной жидкости. Для правильного выбора и систематизации мер предупреждения и ликвидации поглощений промывочной

*

Глубина, и	Iе*-	Наверно- метрия 04080120	Расхода — метрия 0 0,5	ю і	N точен	Е 1 •§ Iі	6: § 14 д — ° а а £ 5 п	Расход тидности че­рез нрь/льчатну, л/с	5 3 41 £ г Ї а а	Поправна	Расход тидности, по снватине, л/с
					і	і	7130	60	0466	92	180	0839
						г	7136	60	0466	92	то	0839
т					>з	3	7138	58	0450	93	186	0836
					і	7150	60	0466	92	180	0839
						5	7158	60	0466	92	180	0839
						6	7160	60	0466	92	180	0839
715						7	716?	60	0466	92	180	0839
				в	7163	61	0474	92	180	0854
						9	7164	62	048!	92	180	0866
					5	10	7/65	64	0497	92	180	0895
71В						и	7166	68	0528	92	180	0950
				7 &	<?	7167 716В	34	0264	92	180	0475
				а	13	0
717		.	>	7з	и

Рис. 7.1. Расходограмма по скважине

жидкости предложены и используются различные классифика­ции поглощений, в которых в качестве критериев принимались: 1) интенсивность поглощения ф (в м3/с); 2) коэффициент ин­тенсивности поглощения с=(}1Ар (в м3/с-МПа); 3) коэффи­циент удельной приемистости </1,2,3 (в м3/с-МПа-м2); 4) рас­крытие трещин (в мм); 5) число тампонирований; 6) затраты времени на тампонирование (в ч) и т. д.

Все существующие методы профилактики и ликвидации по­глощений условно можно разделить на четыре основные группы: 1) предупреждения поглощений; 2) кольматации кана­лов поглощений; 3) изоляции зон поглощений обсадными тру­бами; 4) специальные — замораживания, торпедирования, пе­рекрытия зон поглощений специальными устройствами, обход
поглощающих горизонтов с помощью наклонных скважин, за­дания скважин на новом месте и др.

Методы профилактики поглощений основаны на регулиро­вании репрессии на пласт и изменении реологических свойств промывочной жидкости. Метод регулирования давления на по­глощающий пласт заключается в балансировании гидростати­ческого и гидродинамического давлений с пластовым путем применения различных газожидкостных систем: аэрированных промывочных жидкостей, пен, сжатого воздуха. Для определе­ния требуемой при этом средней плотности очистного агента Рср используют следующую методику. В скважину закачива­ется некоторый объем жидкости V с известной ПЛОТНОСТЬЮ pi. Замеряются уровни установившейся в скважине жидкости, до и после ее закачивания. Из условия pCT = p™ находится рср:

где Ь— глубина вскрытия поглощающего пласта, м; 5 — пло­щадь поперечного сечения верхней части ствола скважины, м2; Ь и — глубина установившегося уровня жидкости до и после ее налива в скважину, м.

Из выражения (7.9)

Рср

(7.10)

Vpi

(7.11)

Иногда требуемую плотность облегченного аэрированного раствора ра находят из условия

Рпл Рст Рз. п,

(7.12)

PCZ— Pl^l + Рз. п,

откуда

где ра. п — потери давления в затрубном пространстве (между бурильными трубами и стенками скважины); — расстояние от установившегося уровня жидкости до кровли поглощающего горизонта, м. Существуют и другие методы определения плотности аэри­рованных растворов. Метод регулирования реологическими свойствами растворов основан на изменении структурной вяз­кости т} и динамического напряжения сдвига то (значения их для различных жидкостей определяют с помощью ротацион­ного вискозиметра ВСН-3). Однако метод регулирования 11 и То рационален только при частичных поглощениях. Использо­вание промывояной жидкости для ликвидации более интенсив-

ИЛИ
ных поглощений, как правило, приводит только к излишним затратам времени и средств без достижения требуемой цели.

При раскрытии трещин до 5 мм рекомендуется применять растворы с высокой водоотдачей и при введении в них различ­ных наполнителей. При этом в зону поглощения закачивается разовая порция раствора (при бурении на нефть и газ до 15 м3). При раскрытии трещин более 5 мм наполнители намы­вают в зону поглощений с последующим ее тампонированием.

При бурении по устойчивым, но трещиноватым и поглощаю­щим породам, в условиях легкодоступного водоснабжения про­ходку скважины ведут без выхода промывочной жидкости на поверхность.

Кольматация поглощающих зон может производиться с при­менением тампонажных смесей, получаемых из естественных вяжущих материалов: цемента, гипса и т. п.— или из синтети­ческих полимерных материалов: карбамидных, формальдегид — ных, эпоксидных смол и других высокомолекулярных соедине­ний, а также их композиций. Из смол наибольшее распростра­нение получили: МФ-17; М-270; ММФ-50 и др. В качестве отвердителей для них используются щавелевая, соляная кис­лоты и др. Тампонажные быстросхватывающиеся смеси могут готовиться с наполнителями и без них. Сокращенно их назы­вают БСС.

Замешивание БСС на основе естественных вяжущих ве­ществ ведется на воде с добавками химических реагентов — ус­корителей схватывания. В качестве последних широко приме­няются соли: СаС12; А12(504)3; А1С13; №25Ю3-пН20; Ыа2С03; К2СО3 и их смеси.

Быстросхватывающаяся смесь может быть приготовлена:

1) в виде раствора, который в дальнейшем закачивается насо­сом по бурильным трубам к месту твердения; 2) в виде пасты, подаваемой в скважину в специальных контейнерах; 3) в виде. нескольких растворов, каждый из которых самостоятельно не является твердеющим или коагулирующим. При их смешива­нии в зоне поглощения образуется камень, резиноподобная доасса и др.; 4) в виде сухих материалов, подаваемых к месту твердения по трубам или в специальных легкоразрушаемых по­лимерных ампулах. При их разбуривании с ограниченной по­дачей жидкости образуется масса, с помощью которой и заку­пориваются каналы ухода, и обеспечивается временное упроч­нение пород в стенках скважины.

Если тампонажный раствор закачивается в скважину по бу­рильным трубам, то он должен удовлетворять следующим ос­новным показателям:

Растекаемость по конусу

АзНИИ, см………………….. 16—18

Предел прочности форми­рующегося камня на сжа­тие за 1 сут, Н/м2 . . 9,8-1№ —14,7:108

Эти определения производятся в соответствии с ГОСТ 1581—78 и ТУ 21-1-6—67.

Наряду с этим тампонажный раствор должен« обладать не­обходимой подвижностью в течение минимального времени, до­статочного для закачивания БСС к месту твердения насосом. Раствор должен приобретать достаточную прочность на сдвиг вскоре после заполнения им каналов поглощающего горизонта. Сопротивление на сдвиг оценивается по методике, предложен­ной П. А. Ребиндером. Сущность метода заключается в изме­рении глубины погружения специального конуса в исследуемую тампонажную смесь под действием постоянной силы. Пласти­ческая прочность находится по формуле

(713>

/г

где Р — пластическая прочность, Па; ka — коэффициент, зави­сящий от угла а при вершине конуса а=30°, 45° и 60°; ka = = 0,959, 0,416 и 0,214; G — сила, действующая на конус, Н; h — глубина погружения конуса, м. Допустимая пластическая прочность тампонажной смеси, при которой насос может ее еще прокачать, условно принимается равной Рд=10-4 Н/м2.

Если исследуется ряд тампонажных растворов, отличаю­щихся друг от друга, например, содержанием в них ускорителя {Ni; N2 и N3), то для каждого из них определяют зависимость P=g{x). Для этого глубину погружения конуса h, а соответ­ственно и пластическую прочность Р, определяют через приня­тые интервалы времени, например через 5 мин. По этим дан­ным строится график в прямоугольной системе координат Р—х (рис. 7.2). На графике параллельно оси абсцисс проводится ли­ния, соответствующая значению Рд. Из точек пересечения ее с кривыми Ni; N2 и Nз (mi; га2 и га3) опускают перпендикуляры, до пересечения с осью абсцисс. Точки хи Ъ и Хз соответствуют времени, в течение которого данные смеси могут быть з-акачаны в скважину. Зная операционное время т0п, необходимое для до­ставки БСС к месту твердения, устанавливается ее рациональ­ный состав. Время т0п выбирается из условия Т0п>т1/+Т2/+Тз/, где х/; Хг’ и хъ —время, затрачиваемое на получение БСС, под­готовительные работы и закачивание БСС в скважину, соответ­ственно. Существуют и другие методы оценки свойств БСС, но ими пользуются реже.

Если приготовленный тампонажный раствор имеет растекае — мость менее 16 см или. Рд<10-4 Н/м2, то он не может быть за­качан в скважину насосом, так как схватывание раствора может произойти в бурильных трубах. Такие БСС, полученные на по­верхности, доставляют в скважину в специальных контейнерах. В качестве последнего, например, может быть использована ко­лонковая труба с двумя пробками: нижней и верхней, между которыми загружается БСС. После спуска контейнера на тре-

буемую глубину включают насос. БСС выдавливается промы­вочной жидкостью из колонковой трубы. Так производят там­понирование зон с интенсивным поглощением до 5 м, в том числе и зон с перетоками пластовых вод. Этот способ приме­няется также для создания искусственных мостов в скважине. Наряду с этим существуют способы получения БСС непосред­ственно в стволе скважины. Для этого применяются специаль­ные тампонажные устройства. Различают следующие основные схемы таких устройств. По первой схеме тампонажное устрой­ство (ТУ) состоит из двух концентрично расположенных труб:

а

— 2 -3

Г

к

2 И’ -ч -5

Т

I IV I

ЛГГРИг

/5 Па
	‘Щ-
/

Рис. 7.2. Изменение пластической прочности в зависимости от времени на­блюдения

Рис. 7.3. Схема тампонажного устройства (ТУ):

я —ТУ с контейнером для ускорителя; б — ТУ с контейнерами для ускорителя (I) и для тампонажного раствора (II); 1 — бурильные трубы; 2, 3 — трубы, наружная и

внутренняя соответственно; 4 — камера смешения; 5 — пакерное устройство

наружной и внутренней (рис. 7.3). В пространство между ними на поверхности заливается раствор ускорителя (рис. 7.3 а). После этого устройство спускают в скважину на бурильных тру­бах. Насосом тампонажный раствор нагнетается в смеситель. Через калибровочные отверстия дозирующего устройства (там­понажное устройство ТУ-4 конструкции СКВ ВПО «Союз- геотехника») или с помощью специального струйного насоса (скважинный эжекторный смеситель ССЭ конструкции ВИТР) ускоритель подается в камеру смещения. Под действием про — давочной жидкости тампонажная смесь полностью выдавлива­ется в скважину. При наличии пакерного устройства тампо­нажный раствор может закачиваться в пласт с репрессией до 10 МПа.

По второй схеме (рис. 7.3, б) тампонажный раствор и уско­ритель схватывания заливаются на поверхности в контейнеры I и II. В скважине растворы из этих емкостей выдавливаются

в камеру смешения и затем в скважину. При этом БСС может схватываться за несколько секунд. Этот способ применяется для изоляции зон поглощений и водопритоков мощностью до 3 м.

В последнее время для изоляции зон поглощений и крепле­ния пород в стенках скважин широкое распространение полу­чил метод сухого тампонирования. При этом используются су­хие БСС, которые пакетируются в специальные полимерные ме-

Рис. 7.5 Схема тампонирования сква­жин:

а — доставка БСС в скважину; б — про­цесс тампонирования; в — затампоииро — ваиный участок

Рис. 7.4. Снаряд для сухого тампонирования

шочки, доставляемые к месту твердения в колонковых трубах, из которых затем выдавливаются промывочной жидкостью. После этого буровой инструмент извлекается, и в скважину опускается специальное устройство. Снаряд для сухого тампо­нирования (рис. 7.4) состоит из шарошечного долота 1, отра­жателя 2, обратного клапана 3 и затирочного элемента 4, вы­полненного в виде переходника с эластичными лопастями. При доведении устройства до осложненного интервала приступают к разбуриванию БСС, находящегося в скважине в водонепро­ницаемой оболочке. При этом происходит смешивание сухой БСС с водой до образования водного раствора и пасты. Нали­чие в устройстве левого шнека обеспечивает нагнетание тампо — нажной пасты (раствора) в стенки скважины под давлением. Отражатель затирает тампонажный материал в стенки и ка­либрует ствол скважины (рис. 7.5).

Метод’ сухого тампонирования позволяет изолировать зоны поглощений, водопритоков и укреплять интервалы неустойчивых пород при бурении скважин. Достоинством этого способа явля­ется исключение времени на ожидание затвердевания цемента (ОЗЦ) и разбуривания цементной пробки. За счет этого резко сокращается время на производство тампонирования скважин, упрощается технология тампонажных работ и улучшаются условия труда буровой бригады.

В ‘ЛГИ разработан способ, предусматривающий еще боль­шее снижение трудоемкости при тампонировании скважин, пу­тем одновременного спуска в скважину (в одном контейнере) шнека с долотами тампонажного устройства.

Для способа сухого тампонирования скважин применяются составы БСС, обеспечивающие начало и конец схватывания за 1—5 мин соответственно. Примером такой смеси может слу­жить следующая: 1) глиноземистый цемент 60 %; 2) гипс по — луводный 35%; 3) известь-пушёнка 5%- Тампонирование счи­тают эффективным, если поглощение промывочной жидкости

Таблица 7.3

Характер поглощения

Методы профилактики и ликвидации поглощений промывочной жидкости

Возможные мероприятия

Частичное с по­терей жидкости до 5 м3/ч Среднее с поте­рей жидкости 5—10 м3/ч Полное с потерей жидкости 10— 15 м3/ч Катастрофические с потерей жид­кости более 15 м3/ч

Замена промывки водой на глинистый раствор, закачивание раствора в скважину до восстановления циркуляций; ре­гулирование свойств раствора (снижение плотности, по вышение динамической вязкости, увеличение водоотдачи) Ограничение предельного значения статического напряже ния сдвига. Ограничение скорости спуска бурового ин струмента, плавное восстановление циркуляции после остановки процесса промывки

Применение растворов с недиспергированной твердой фа­зой, отверждаемых растворов с наполнителями. Примене­ние эрлифтных или эжекторных снарядов, аэрированных растворов, пен, сжатого воздуха. Применение БСС

Задавливание сол яро-бентонитовых растворов. Закачива­ние гипсовых, цементогипсовых растворов, в том числе аэрированных, применение различных паст, БСС с напол­нителями, затирка сухих БСС в стенки скважины

Задавливание различных паст, БСС с наполнителями; би­тумизация, торпедирование; замораживание, намывание песка; установка в скважине специальных эластичных обо­лочек (сетчатых или тканевых из синтетических материа­лов) с последующей цементацией; изоляция зон с помощью специальных перекрывающих устройств; бурение’без цир­куляции с последующим перекрытием обсадными трубами «впотай»,’ обход осложненной зоны новым стволом сква­жины и др.

оказывается ликвидированным без повторных работ и если при этом конструкция скважины остается без изменений.

В табл. 7.3 приведены классификация и рекомендуемые ме­тоды предупреждения и ликвидации поглощений промывочной жидкости.

Комментарии запрещены.