Осложнения и аварии при строительстве нефтяных и газовых скважин

процесс. Вследствие этого закупоривающая способность ТРВВ пропорциональна объему наполнителя, введенного в смесь.

Закупоривающая способность тампонажного раствора повышается при закачке ТРВВ с изменением подачи насосов при непродолжительных остановках. Тампонажный раствор с высокими показателями фильтрации закачивают в скважину только при установленном пакере, что позволяет избежать аварий, связанных с прихватом инструмента.

Облегченные смеси [6]. Плотность смесей, приготовленных на основе тампонажных цементов, снижают вводом облегченных добавок, которые также повышают закупоривающие свойства смесей. К ним относятся: глина, перлит, фильтроперлит, керамзит, молотые нефтебитумы, верникулит, опока, нефтяной кокс и др.

Гипсовые растворы [3]. Для изоляции пластов с температурой 25–30 °С применяют смеси на основе высокопрочного строительного или водостойкого гипса с добавлением замедлителей схватывания. Поскольку свойства гипса заметно меняются во времени, необходимо перед проведением изоляционных работ сделать экс- пресс-анализ с целью корректировки сроков схватывания смесей. В качестве замедлителей схватывания применяют триполифосфат натрия (ТПФН), тринатрийфосфат, КМЦ, ССБ и др. В табл. 16 приведены показатели свойств гипсовых растворов при атмосферных условиях.

Особенность гипсовых растворов – высокая скорость структурообразования, причем они сохраняют это свойство при значительном содержании воды. Снижение скорости структурообразования и нарушение прочности структуры происходит только при содержании воды более 160 % от массы сухого гипса. Цементные растворы более восприимчивы к повышенному содержанию воды, поэтому разбавление их в процессе тампонирования отрицательно влияет на качество изоляционных работ. Хорошими физико-механическими свойствами обладают гипсовые растворы с добавками полимеров.

101

Таблица 16

Гипсовые растворы

ВГ* – водогипсовое отношение.

Гипсоцементные смеси [3]. Положительными качествами цементного и гипсового растворов обладают гипсоцементные смеси, имеющие короткие сроки схватывания и твердения и дающие высокопрочный камень через 3–4 ч после затворения смеси. Наличие минералов цементного клинкера способствует наращиванию прочности гипсоцементного камня при твердении в водных условиях, что выгодно отличает гипсоцементные смеси от гипсовых растворов. Проницаемость гипсоцементного камня через 4 ч после затворения не превышает (5–9)·10–3 мкм2, а через 24 ч – 0,5·10–3 мкм2.

Гипсоцементные растворы изготавливают смешением гипса и тампонажного цемента в сухом виде с последующим затворением полученной смеси на растворе замедлителя или смешением раствора гипса, затворенного на растворе замедлителя, и раствора тампонажного цемента. В табл. 17 представлены свойства гипсоцементных смесей, полученных смешением сухого гипса и цемента в со-

102

отношении 1:1, а в табл. 18 – смешением раствора цемента и гипса в соотношении 1:1 (цемент Вольского завода, В/Ц = 0,5; гипс строительный, В/Ц = 0,7).

Таблица 17

Свойства гипсоцементных смесей

*В/С – водосмесевое отношение.

Таблица 18

Свойства смеси СКМ-19

Для предотвращения схватывания гипсоцементного раствора в бурильных трубах необходимо вначале закачать 1 м3 водного рас-

103

твора замедлителя, на котором затворили гипс. Стойкость гипсоцементных растворов к разбавлению водой значительно выше, чем

уцементных растворов. Резюмируя сказанное, отметим:

•кривые загустевания гипсоцементных смесей, так же как и кривые пластической прочности, показывают, что переход от коагуляционного периода структурообразования к кристаллизационному происходит за небольшой период;

•изменение температуры в пределах 10–50 °С оказывает существенное влияние на процесс;

•увеличение содержания воды отодвигает начало загустевания смесей, причем формирующаяся структура в процессе перемешивания разрушается только при В/Ц = 0,8 и выше;

•быстрое загустевание смеси даже при значительном содержании воды (В/Ц = 0,8…0,9) свидетельствует о высоких тампонирующих свойствах гипсоцементных смесей и выгодно отличает их от цементных растворов, которые весьма чувствительны к разбавлению водой.

Поскольку гипсоцементные растворы обладают короткими периодами перехода от тиксотропной коагуляционной структуры к прочной конденсационно-кристаллизационной структуре, они могут быть рекомендованы для перекрытия крупнокавернозных и сильнотрещиноватых поглощающих участков ствола скважины.

Перемешивание гипсоцементных смесей приводит к их загустеванию за время, несколько меньшее начала схватывания в статических условиях.

Глиноцементные растворы [3]. Глиноцементные растворы готовят из тампонажного цемента, бентонита и ускорителей схватывания смешением сухих компонентов с последующим их затворением или добавлением бентонита в цементный раствор. Наличие в смеси глинистых частиц способствует более быстрому росту структуры. Глиноцементные растворы менее чувствительны к воздействию бурового раствора. Бентонит снижает проницаемость тампонажного камня, уплотняет его структуру.

104

Добавка к глиноцементной смеси 0,5–1,0 % сернокислого глинозема усиливает начальную подвижность смеси, повышающуюся также с увеличением содержания бентонитовой глины.

Глиноземистые смеси с сернокислым глиноземом сохраняют стабильные вязкостные свойства в течение времени, достаточного для их доставки в зону поглощения. Затем происходит интенсивный рост вязкости, и смесь при заданном избыточном давлении продавливают в пласт.

Время прокачивания таких смесей составляет 80–100 мин, т.е. сернокислый глинозем оказывает стабилизирующее действие на раствор в период его прокачивания.

Для приготовления раствора цемент и глинопорошок засыпают

вбункер цементосмесительной машины, а сернокислый глинозем растворяют в воде затворения.

Цементно-полимерные растворы [3] получают при введении

вцементные растворы полимерных добавок, что позволяет улучшить свойства как растворов, так и тампонажного камня. Высокая термостойкость, непроницаемость полимеров улучшают соответствующие свойства цементных композиций, их структурные свойства и изолирующую способность. Важным качеством таких растворов является то, что их фильтрат обладает крепящими свойствами. Это способствует отверждению глинистой корки и сцеплению тампонажного камня со стенками скважины.

Разработана цементно-смоляная композиция ЦСК-1, состоящая из тампонажного цемента с добавкой алифатической эпоксидной смолы ТЭГ-1 и отвердителя полиэтиленполиамина (ПЭПА).

Для приготовления ЦСК-1 в воду затворения последовательно вводят смолу ТЭГ и отвердитель ПЭПА, а затем на этой жидкости затворяют цемент.

Растворы на углеводородной основе [6]. Растворы, приготов-

ленные на углеводородной жидкости (чаще всего на дизельном топливе), приобретают высокую пластическую прочность после замещения в них дизельного топлива водой. Инертность вяжущего вещества к дизельному топливу позволяет безопасно транспорти-

105

ровать растворы по бурильным трубам на значительные глубины. При контакте с водой происходит замещение дизельного топлива, и раствор превращается в высоковязкую пасту. Прочность получаемого тампонажа зависит от концентрации вяжущего вещества. Для получения подвижного, легко прокачиваемого раствора при высоком содержании твердой фазы рекомендуется вводить в него креозол, кубовые остатки этилового эфира ортокремневой кислоты и другие ПАВ, которые способствуют также отделению дизельного топлива после закачивания смеси в пласт.

Наиболее часто в практике применяются соляроцементные, соляробентонитовые и соляроцеметно-бентонитовые смеси.

Соляроцементные смеси содержат 30–40 % дизельного топлива, 0,5–1,0 % креозола и 6 % ускорителя (кальцинированной соды) от массы цемента. Для большей прочности цементного камня в состав смеси вводят до 30–50 % кварцевого песка.

Соляроцементно-бентонитовые смеси (СЦБС) имеют сле-

дующий состав: 1000–1200 кг бентонитового глинопорошка, 300– 500 кг цемента и 0,5–1,0 % ПАВ от массы смеси на 1 м3 дизельного топлива. При смешивании этого состава с водой или буровым (глинистым) раствором образуется нерастекаемая тампонажная паста с высокой пластической прочностью и вязкостью. Для снижения отрицательного воздействия на смесь пластовых вод до начала схватывания и повышения прочности тампонажного камня в СЦБС вводят 3–10 % жидкого стекла (от массы цемента).

Растворы на углеводородной жидкости изготавливают следующим образом. В мерные емкости цементировочных агрегатов заливают расчетное количество дизельного топлива, в котором растворяют ПАВ. На этой жидкости затворяют бентонит, цемент или их смесь. При прокачивании через бурильные трубы смесь должна быть изолирована от бурового раствора верхней и нижней порциями дизельного топлива – по 0,5 м3, объем смеси не должен превышать 5 м3. После вытеснения смеси из бурильных труб в затрубное пространство прокачивают 0,5–1,0 % бурового раствора. Образование плотного геля при соединении смеси с водой происходит бла-

106

годаря тому, что она очень быстро абсорбирует воду. Образующийся в течение нескольких секунд гель вначале напоминает «замазку». Через несколько минут она превращается в густую, малоподвижную резинообразную массу, устойчивую к деформациям и перемещениям под действием сил, возникающих при перепаде давления.

Содержащиеся в буровом растворе механические частицы (обломки выбуренной породы и т.п.) способствуют некоторому упрочнению образующейся массы. Через 2 ч, особенно при высокой минерализации находящейся в зоне поглощения жидкости, загустевший материал напоминает по своим механическим свойствам обычный ластик из искусственной резины и обладает упругими свойствами, близкими к свойствам обычной корковой пробки. Для получения максимального количества геля необходимо, чтобы соотношение объемов исходной смеси и воды не выходило за преде-

лы 8:1–1:1.

Способ ликвидации поглощения с помощью тампонажных смесей сводится к следующему:

•готовую смесь закачивают в скважину через бурильные или насосно-компрессорные трубы;

•закачку смеси обычно производят одним буровым насосом. Вторым насосом закачивают в затрубное пространство воду или буровой раствор.

Наиболее эффективное использование тампонажных смесей предусматривает соблюдение следующих условий:

•точное определение местоположения поглощающего пласта;

•если вся зона поглощения находится на глубине забоя скважины, следует попытаться пройти ее всю;

•перед закачкой смеси в скважину желательно спустить бурильные трубы, без долота с открытым концом или оборудованные перфорированным смесительным ниппелем;

•к моменту установки конца бурильной колонны на заданной глубине (обычно несколько выше кровли поглощающего пласта) смесь должна быть заготовлена, чтобы начать закачку ее в скважи-

107

ну между двумя порциями буферной жидкости. В качестве буферной жидкости обычно используется дизельное топливо, каждая порция которого равняется 3–8 м3;

• скорость закачки смеси выдерживается в пределах 1,6– 3,2 м3/мин;

•в процессе выхода смеси производится расхаживание бурильной колонны, что способствует лучшему перемешиванию смеси с водой или раствором и ускоряет гелеобразование. Кроме того, расхаживание колонны уменьшает опасность ее прихвата в случае ошибок при измерении длины бурильных труб или определении местоположения поглощающего пласта;

•продавка тампонажной смеси должна продолжаться до тех пор, пока вся приготовленная порция не вытеснится из бурильных труб, чтобы произвести задавку геля в поглощающий пласт;

•максимальное давление, достигнутое в процессе продавки, следует поддерживать в течение 5 мин для определения эффективности закупорки поглощающего пласта;

•по истечении 1–2 ч необходимо увеличить испытательное давление до такого значения, чтобы оно превышало нормальное в процессе циркуляции, но не было бы больше пластового;

•перед тем как поднять бурильные трубы для навертывания долота, их можно приподнять для того, чтобы, включив насосы, убедиться, что циркуляция восстановлена;

•в большинстве случаев при наиболее сильных поглощениях, особенно когда поглощение происходит в кавернозные пласты, полученную с помощью тампонажной смеси изоляцию затем усиливают, создавая цементную пробку, обеспечивающую большую надежность и долговечность изоляции при дальнейшем бурении скважины с буровым раствором высокой плотности.

2.1.20. Тампонажные растворы на основе полимеров

Полимерные тампонажные растворы имеют следующие преимущества перед растворами минеральных вяжущих веществ: малую плотность, удобство регулирования сроков схватывания, хо-

108

рошую фильтруемость, отсутствие проницаемости тампонажного камня, высокую прочность и стойкость камня к агрессии. Из большого количества полимеров, выпускаемых отечественной промышленностью, наиболее широкое применение для разработки тампонажных смесей получили водорастворимые смолы. Однако наиболее перспективны водонерастворимые смолы, способные противостоять перетокам жидкости по стволу скважины в самом пласте и не вступать с ней во взаимодействие, сохраняя исходный компонентный состав и соответствующие ему свойства раствора.

Тампонажная смесь СКМ-19 разработана на основе мочевиноформальдегидной (карбамидной) смолы М-19-62, отверждаемой 30%-ным водным раствором хлорного железа. При перемешивании смолы с отвердителем через определенное время происходит потеря текучести, а затем интенсивное отверждение смолы и быстрое нарастание прочности тампонажного камня (см. табл. 18).

Для улучшения изолирующей способности в смесь рекомендуется вводить следующие наполнители: опилки, кордное волокно, резиновую крошку и др. При разбавлении смеси минерализованной водой в соотношении 1:1 и 1:2 сроки схватывания увеличиваются соответственно на 10 и 40 %. При этом прочность тампонажного камня значительно снижается, однако остается удовлетворительной для перекрытия поглощающих каналов.

Тампонажную смесь ТС-ФА изготавливают на основе водонерастворимого фурфуролацетонового мономера (мономер ФА), отверждаемого 30%-ным водным раствором хлорного железа. Термостойкость мономера ФА превышает 200 °С, плотность 1,09–1,17 г/см3. При хранении до одного года он почти не изменяет свои свойства и не теряет способности к отверждению. При температуре свыше 140 °С следует учитывать влияние избыточного давления на сроки схватывания смеси. Вследствие низкой вязкости тампонажного состава целесообразно вводить в него до 10 % наполнителей (кордного волокна). При этом следует корректировать сроки схватывания до заданных значений, так как некоторые наполнители оказывают замедляющее

109

действие на отверждение смеси ТС-ФА, и поэтому при вводе в смесь наполнителей количество отвердителяувеличивают.

Смесь на основе латексов. Разработаны тампонажные смеси на основе малоконцентрированных латексов (СКМС-30АРК, ДВХБ-70, ДВМП-10Х и СПС-30ИКПХ) с содержанием 25–30 % сухого вещества. Эти латексы коагулируют в водном растворе хлорида кальция, образуя плотную резиноподобную массу. Малоконцентрированные латексы (МКЛ) перед использованием структурируют введением в них 0,5–1,0 % к массе порошкообразного КМЦ при круговой циркуляции латекса. Если КМЦ в виде раствора, то следует вводить 10 % от объема латекса 5–7%-ного раствора КМЦ. Структурирование латексов способствует более равномерному распределению в них налолнителей (опилки, кордное волокно, резиновая крошка и др.), оптимальная добавка которых составляет 100–120 кг на 1 м3 латекса.

В промысловых условиях применяют две технологические схемы закачивания МКЛ в скважину. По первой латекс коагулируют на поверхности в специальном устройстве, состоящем из центральной трубы, бокового патрубка и камеры смешения. Латекс подается по центральной трубе, а хлорид кальция с наполнителем – через боковой патрубок. При отсутствии устройства используют тройник тампонажной линии. Максимальная концентрация хлорида кальция в водном растворе коагулюма 3 %. МКЛ смешивают с раствором хлорида кальция в соотношении 1:1 по объему. Эту схему применяют при полной потере циркуляции, когда поглощающий пласт представлен крупными карстами и трещинами.

По второй схеме латекс закачивают порциями (не менее трех), разделенными 3%-ным водным раствором хлорида кальция в объеме не менее порции латекса. Между МКЛ и водным раствором хлорида кальция закачивают буферную жидкость – пресную воду в объеме 300–500 л. Объем одной порции латекса 1–2 м3.

Для надежной коагуляции МКЛ перед ним и после него следует закачать по 2–3 м3 водного раствора хлорида кальция. Чтобы закрепить коагулюм латекса, в поглощающий пласт закачивают БСС.

110