Скачиваний:
107
Добавлен:
02.03.2016
Размер:
6.67 Mб
Скачать

âó; ∆uò − изменение скорости движения труб; Sò, S − площадь сечения соответственно кольца трубы и затрубного пространства.

Знак «минус» соотвествует случаю подъема колонны, т.е. под долотом давление снижается ниже гидростатического давления столба бурового раствора; знак «плюс» − при спуске колонны.

Так как буровые растворы тиксотропны, то для преодоления статиче- ского напряжения сдвига на поверхностях, ограничивающих кольцевое пространство скважин, необходимо создать давление, которое определяется по формуле

±p =

4lθ

,

(7.12)

ò

D dí

 

где θ – статическое напряжение сдвига бурового раствора.

Знак «плюс» относится к спуску колонны, а знак «минус» − к ее подъему.

В момент начала или конца движения колонны, когда необходимо преодолеть статическое напряжение сдвига бурового раствора θ и инерционную силу, гидродинамическая составляющая под башмаком (долотом)

pä

= ∆pò + pí .

 

 

 

(7.13)

 

 

Расчет проводится по формуле

 

p

=

4lθ

ñ(v v

)

Sò

,

(7.14)

D d

 

ä

 

0

 

S

 

 

 

í

 

 

 

 

 

ãäå c − скорость распространения ударной волны по затрубному пространству, м/с (для обсаженного ствола, заполненного водой, c = 1350 м/с, а буровым раствором, c = 1100 м/с, для необсаженного ствола, заполненного буровым раствором, c = 800 ì/ñ); v − скорость движения труб, достигнутая за время распространения ударной волны от забоя до устья скважины, м/с; v0 − начальная скорость при равномерном движении колонны труб, м/с.

Давление под башмаком обсадной колонны, спускаемой с обратным клапаном,

p

=

k

u S T,

(7.15)

 

ä

 

v

ò í

 

 

 

ð

 

 

ãäå k − модуль объемного сжатия бурового раствора, МПа; vp − начальный (до начала спуска каждой свечи) объем раствора в скважине, м2; Sí − площадь поперечного сечения по наружному диаметру колонны труб, м2; T − время запаздывания выходного бурового раствора из скважин.

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ПРОФИЛАКТИКА ПОГЛОЩЕНИЙ

Разнообразие геолого-технических условий в каждом нефтегазоносном районе обязывает изыскивать приемлемые способы предупреждения поглощений. Все они связаны с регулированием давления, действующего на стенки скважины при выполнении в ней различных операций.

На рис. 7.12 указаны факторы, обусловливающие снижение гидроста-

175

Рис. 7.2. Схема факторов, обусловливающих снижение гидростатического и гидродинамиче- ского давлений на стенки скважины

тического и гидродинамического давлений на стенки скважины с целью предупредить поглощения. Мероприятия сводятся к обеспечению минимального избыточного давления на поглощающий пласт и предотвращению резких колебаний давления в стволе скважины. Кроме того, в целях своевременного предупреждения поглощения бурового раствора необходимо определить интервалы возможного поглощения. При подходе забоя к интервалам ожидаемого поглощения выполняют ряд профилактических мероприятий: добавка наполнителей в буровые растворы, регулирование их плотности и структурных параметров, скорости спуска инструмента с целью максимально возможного снижения давления.

Совершенствование приемов предупреждения поглощений, основанных на снижении перепадов давления на поглощающие пласты, неразрывно связано с глубоким изучением и разработкой методов проводки скважин при равновесном давлении в системе скважина − пласт.

Буровой раствор, проникая в поглощающий пласт на определенную глубину и загустевая в каналах поглощения, создает дополнительное препятствие на пути движения буровому раствору из ствола скважины в пласт. Свойство раствора создавать сопротивление движению жидкости внутри пласта используют при проведении профилактических мероприятий с целью предотвращения поглощений. Сила такого сопротивления за-

висит от

структурно-механических свойств раствора, размеров и формы

каналов,

а также от глубины проникновения раствора в пласт.

176

 

Буровые растворы, обладающие высокими значениями вязкости, статического и динамического напряжений сдвига, находят применение как профилактическая мера при проводке скважин в склонных к поглощениям отложениях, которыми представлена верхняя часть вскрываемого разреза. При бурении таких скважин имеется большой зазор между бурильными трубами и стенкой скважины. С ростом же глубины взаимосвязь между τ0 è ∆p0 будет усиливаться, т.е. увеличение предельного напряжения сдвига для растворов, используемых, при борьбе с осложнениями, является малоэффективным. Лучших результатов можно добиться, применяя растворы с высокой вязкостью, обработанные реагентами, не увеличивающими τ0. Особенно эффективными оказались бы растворы, у которых гидравлическое сопротивление в затрубном пространстве мало изменялось с ростом скорости сдвига, но при этом сильно возрастало сопротивление при фильтрации в пористой среде.

Установлено, что вязкоупругие жидкости являются оптимальными буровыми растворами при прохождении зон поглощения. При прокачивании таких жидкостей в затрубном пространстве возникают малые сопротивления, причем эти жидкости одновременно обладают высокой вязкостью при движении в сужающихся частях поглощающих каналов. Благодаря этому интенсивность поглощения снижается как вследствие высокого сопротивления при движении растворов в пласте, так и вследствие уменьшения давления на поглощающий пласт.

Растворы полимеров при движении в пористой среде обладают способностью уменьшать приемистость породы в результате адсорбции и механического улавливания полимера породой.

К числу полимеров, оказывающих сильное влияние на подвижность в пористой среде, следует отнести полиакриламиды, полиоксиэтилен, сульфат поливинилового спирта и др. Все указанные полимеры при слабых концентрациях придают жидкости вязкоупругие свойства, благодаря че- му возникает дополнительное сопротивление при фильтрации ее в пористой среде. При движении вязкоупругих жидкостей в каналах с большим эффективным сечением сопротивление резко возрастает по степенному закону, что приводит к уменьшению глубины проникновения в эти каналы и более равномерному заполнению пор в приствольной зоне скважины.

Повышение скорости закачки вязкоупругих жидкостей также дает положительные результаты так как глубина их проникновения с ростом интенсивности закачки не может сильно увеличиваться вследствие роста вязкости по степенному закону. Последнее особенно важно, поскольку при движении структурированных вязкопластических смесей, обладающих высокой тиксотропией, при больших скоростях продавливания разрушается их структура, что приводит к снижению вязкости.

Основой для способа активного воздействия на характер течения жидкости в призабойной зоне поглощающего пласта может служить явление фазовой проницаемости в пористой среде.

Сущность явления фазовой проницаемости состоит в увеличении сопротивления движению подвижной фазы в пористой среде, заполненной многокомпонентной смесью. При движении жидкости в пористой среде на значение проницаемости (для движущейся жидкости) влияет присутствие других жидкостей в поровом пространстве пласта, даже если они остаются неподвижными. Если в поглощающем пласте присутствует несколько жид-

177

ких или газообразных фаз, термин «проницаемость» должен быть связан с какой-либо отдельной фазой.

КОЛЬМАТАЦИЯ ПРОНИЦАЕМЫХ ПОРОД

Кольматация − это заполнение пор и каналов пород, проходимых скважиной, глинистыми и иными твердыми частицами или затвердевающими частицами жидкости. Она может быть механической и химиче- ской. В первом случае она происходит при заполнении пор и каналов под действием сил гравитации, трения и центробежных. Во втором − когда заполнение пор и каналов твердыми частицами сопровождается химиче- скими реакциями с породами, или идет процесс закупорки пор образованием твердого вещества из жидкого. Механическая кольматация может сопровождаться химической.

Âканалы могут входить частицы, размер которых меньше 1/3 условного диаметра канала; они являются основными кольматантами при естественной кольматации (под действием гидростатического давления); частицы, размер которых меньше 0,1 условного диаметра канала, свободно проходят по каналу.

Âпоследние годы сформировалось мнение, что под кольматацией следует понимать не «загрязнение» пласта», а целенаправленное действие ввода твердых частиц (или формирования их) в поры и каналы пласта с целью программируемой закупорки пор и каналов.

М.Р. Мавлютов, Ю.С. Кузнецов и другие исследователи считают кольматацию результатом совместного действия механического, струйного,

вибрационного и других процессов. В большинстве случаев кольматация является «естественным» (без нашего направленного влияния) процессом, иногда нежелательным, поэтому требующим тщательного изучения управления им.

Если кольматация продуктивного пласта в период его освоения нежелательна, то кольматация проходимых непродуктивных пород целесообразна, а в некоторых случаях, бесспорно, необходимо заполнение пор и каналов твердыми частицами бурового раствора в пристенной зоне скважины; это снижает интенсивность фильтрации жидкости в пласт и создает сопротивление движению жидкости из пласта, т.е. формируется экран на пути движения жидкости в пласт или из пласта. С течением времени экран упрочняется и несколько утолщается (под действием гидростатического давления). Упрочнению (иногда разрушению) экрана могут способствовать физико-химические процессы на контакте породы с частицами или между частицами. Эти процессы, плюс уплотнение частиц, находящихся в порах и каналах пласта, за счет поступления новых в результате приложения сил (кроме создаваемых гидростатическим давлением), способствуют формированию низкопроницаемого экрана.

Одним из эффективных способов реализации механической кольматации пористых пород является втирание твердых частиц в поры, например пластично-твердых материалов (алюминия и др.) в твердые проницаемые породы, эластичных материалов за счет упругих сил эластичных элементов при вращении бурильной колонны, глинистой корки в поры и каналы пластов калибрующими элементами при вращении бурильной колонны. Простота технических решений механической кольматации − бесспорное пре-

178

имущество метода; однако эффективность ее зависит от конфигурации ствола скважины, которая, к сожалению, не идеально цилиндрическая.

Положительный эффект получен в результате применения струйной обработки стенки скважины, но она приемлема в прочных, эрозионно стойких породах. Установлено, что струйная обработка обеспечивает очи- стку стенок от глинистой корки при заполнении пор и каналов пород твердыми частицами бурового раствора. Результаты реализации метода показали высокую его эффективность.

БУРЕНИЕ СКВАЖИН С ПРОМЫВКОЙ АЭРИРОВАННЫМИ БУРОВЫМИ РАСТВОРАМИ

Комплекс мероприятий по предупреждению поглощений буровых растворов при проводке скважин, по существу, включает в себя все, что дает возможность снизить противодавление на пласты с таким расче- том, чтобы оно не превышало пластовых давлений. Если геологические условия позволяют бурить скважину при гидростатическом давлении, равном пластовому, то проблема поглощений не возникает.

Бурение с промывкой аэрированными буровыми растворами является одним из радикальных мероприятий в комплексе мер и способов, предназначенных для предупреждения и ликвидации поглощений при бурении глубоких скважин.

Аэрация бурового раствора снижает гидростатическое давление, способствует тем самым возвращению его в достаточном количестве на поверхность и соответственно нормальной очистке ствола скважины, а также отбору представительных проб проходимых пород и пластовых флюидов.

Технико-экономические показатели при бурении скважин с промывкой забоя аэрированным раствором выше по сравнению с показателями, когда в качестве бурового раствора используется вода или другие буровые растворы. Значительно улучшается также качество вскрытия продуктивных пластов, особенно на месторождениях, где эти пласты имеют аномально низкие давления.

При бурении скважин с применением аэрированного раствора большое значение имеет определение оптимального соотношения фаз − степени аэрации (отношение расходов воздуха к раствору при атмосферном давлении) газожидкостного потока, обеспечивающего заданное снижение давления на поглощающие пласты и достаточную подъемную силу для выноса твердых частиц выбуренного шлама из скважины.

По методике Е.Г. Леонова (с сотрудниками) может быть определена подъемная сила газожидкостного потока для обеспечения удовлетворительного выноса частиц шлама. При оптимальном расходе газа скорость подъема жидкой фазы должна быть не менее 0,3 м/с, что обычно соответствует фактическим данным при бурении скважин с промывкой забоя аэрированными жидкостями.

Аэрация жидкости позволяет сравнительно быстро и в широких пределах регулировать ее плотность (от 0,1 до 1,0 г/см3 и более) и тем самым снижать или увеличивать давление на забой и стенки скважины. Увеличе- ние выносной способности восходящего потока аэрированной жидкости при низких расходах жидкой фазы смеси и улучшения очистки забоя достигается обработкой жидкости ПАВ.

Гидростатическое давление на забое скважины, заполненной аэриро-

179

ванной жидкостью, определяется глубиной скважины, отношением расхода воздуха и раствора в нормальных условиях и плотностью промывочной жидкости.

Испытаны модифицированные стабильные пены, которые открывают широкие возможности их применения не только для прохождения зон поглощений, но и при разбуривании вечномерзлых пород, а также при бурении в районах с повышенным геотермическим градиентом.

Технология бурения с использованием модифицированной стабильной пены (МСП) (методика фирмы «Мобил Ойл») следующая: при встрече водоносного горизонта в подаваемый в скважину воздушный поток вводится бентонитовый раствор с высоким содержанием пенообразующего ПАВ. В результате контакта воздушной струи с пластовой водой образуется стабильная пена, что приводит к увеличению выносной способности воздушного потока. Пенообразующее ПАВ в своем составе содержит гильсонит.

Во ВНИИБТ разработан способ резкого снижения проницаемости поглощающего пласта, который заключается в нагнетании непосредственно в зону поглощения аэрированной жидкости, которая создает в поглощающем пласте воздушно-жидкостную блокаду.

При закачке аэрированной жидкости в поглощающие пласты, представленные трещиноватыми и кавернозными отложениями, не всегда обеспечивается устойчивое равновесие в скважине, поэтому рекомендуется вслед за закачкой аэрированной жидкости цементировать зону поглощения.

НАПОЛНИТЕЛИ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ

Эффективным мероприятием по предотвращению поглощения бурового раствора является введение в циркулирующий буровой раствор наполнителей. Цель их применения состоит в создании тампонов в каналах поглощения. Эти тампоны служат основой для отложения фильтрационной (глинистой) корки и изоляции поглощающих пластов. В качестве закупоривающих агентов используют древесную стружку или мочало, рыбью че- шую, сено, резиновые отходы, листочки гуттаперчи, хлопок, коробочки хлопчатника, волокна сахарного тросника, ореховую скорлупу, гранулированные пластмассы, перлит, керамзит, текстильные волокна, битум, слюду, асбест, изрезанную бумагу, мох, изрезанную коноплю, хлопья целлюлозы, кожу, пшеничные отруби, бобы, горох, рис, куриные перья, комки глины, губку, кокс, камень и др. Эти материалы можно применять отдельно и в комбинациях, изготовленных промышленностью или составляемых перед использованием. Особое внимание уделяется обеспечению «плотной» упаковки наполнителей. Придерживаются мнения Фернаса, согласно которому наиболее плотная упаковка частиц отвечает условию распределения их по размерам по закону геометрической прогрессии.

Наполнители по качественной характеристике подразделяются на волокнистые, пластинчатые и зернистые.

Волокнистые материалы имеют растительное, животное, минеральное происхождение. Сюда относятся и синтетические материалы. Тип и размер волокна значительно влияют на качество работ. Важна устойчивость волокон при циркуляции их в буровом растворе. Материалы дают хорошие результаты при закупоривании песчаных и гравийных пластов с зернами

180

диаметром до 25 мм, а также при закупоривании трещин в крупнозернистых (до 3 мм) и мелкозернистых (до 0,5 мм) породах.

Пластинчатые материалы пригодны для закупорки пластов крупнозернистого гравия и трещин размером до 2,5 мм. К ним относят целлофан, слюду, шелуху, хлопковые семена и т.д.

Зернистые материалы: перлит, измельченная резина, кусочки пластмассы, ореховая скорлупа и др. Большинство из них эффективно закупоривают пласты гравия с зернами диаметром до 25 мм. Перлит дает хорошие результаты в гравийных пластах с диаметром зерен до 9−12 мм. Ореховая скорлупа размером 2,5 мм и менее закупоривает трещины размером до 3 мм, а более крупная (до 5 мм) и измельченная резина закупоривают трещины размером до 6 мм, т.е. ими можно закупорить трещин в 2 раза больше, чем при использовании волокнистых или пластинчатых материалов.

При отсутствии данных о размерах зерен и трещин поглощающего горизонта применяют смеси волокнистых с пластинчатыми или зернистыми материалами, целлофана со слюдой, волокнистых с чешуйчатыми и зернистыми материалами, а также при смешивании зернистых материалов: перлита с резиной или ореховой скорлупой.

В США используют смеси наполнителей под различными фирменными названиями, например «Тем-Плаг», состоящий из смолы и скорлупы земляных орехов, причем твердая растворимая нефтяная смола составляет 75 %, а скорлупа − 25 % по массе. Смола содержится в виде частиц размером меньше 3 мм, а скорлупа остается на сите ¹ 8.

«Квик-сил» − сочетание наполнителей различных размеров и формы (гранулированного, хлопьевидного и волокнистого) в соответствии со стандартом АНИ; смеси на основе СаСо3 для «лучшего сцепления при закупоривании каналов поглощения жидкости», а наличие одновременно мрамора и известняка позволяло «запрессовывать» каналы и поры. Формирование такой пробки должно продолжаться до тех пор, пока она не уплотнится настолько, что не будет пропускать мельчайших твердых частиц, кроме фильтрата.

Закупоривающая способность конечных растворов проверялась в лабораторных условиях на искусственных трещинах. При этом несущие растворы с большой водоотдачей оказались весьма эффективными.

Важнейшими свойствами наполнителей являются: наличие оптимального распределения размеров частиц, форма, масса или плотность частиц, их жесткость и инертность. Максимальный размер частиц определяется сечением поглощающих каналов. Материалы, состоящие из однородных по размерам частиц (пластинчатые материалы), не образуют корки, перекрывающей отверстия. Волокнистые материалы, содержащие волокна различ- ных длин и диаметров, образуют непроницаемую корку, но часто волокна не выдерживают перепада давлений и разрываются, и потеря циркуляции возобновляется.

Лучшей смесью для ликвидации поглощения при низких давлениях является высококоллоидный глинистый раствор с добавками волокнистых материалов и листочков слюды. Волокнистые материалы, откладываясь на стенке скважины, образуют сетку. Листочки слюды укрепляют эту сетку и закупоривают более крупные каналы в породе, а поверх всего этого образуется тонкая и плотная глинистая корка.

В зарубежной практике при изоляции зон поглощений буровых рас-

181

творов получила применение так называемая «жидкая глина». Применение «жидкой глины» не рекомендуется при потере циркуляции в результате поглощения бурового раствора кавернозными пластами. Применение «жидкой глины» дает хорошие результаты в тех случаях, когда раствор поглощается трещинами, образовавшимися или раскрывшимися в процессе бурения, а также при изоляции трещин естественного происхождения. Действие «жидкой глины» основано на быстром оседании из раствора твердых частиц, способных закупоривать трещины.

Размер частиц наполнителя выбирают с учетом того, что в канал круглого сечения свободно проходят частицы, размер которых менее 1/3, а в щель − частицы размером менее 1/2 ее раскрытости.

Исследования и промысловый опыт показывают, что при роторном способе бурения наилучшие результаты получены, если в буровой раствор вводить до 20−30 кг/м3 наполнителя, а при турбинном − до 5 кг/м3.

Оптимальные количества вводимых в раствор наполнителей, при которых не нарушается нормальное бурение скважины, приведены в табл. 7.1 (В.И. Крылов, Н.И. Сухенко).

Âслучае если при бурении турбинным способом добавка наполнителя

âуказанном количестве не предотвращает поглощения бурового раствора, следует по возможности перейти на роторное бурение зоны поглощения и увеличить количество добавляемого наполнителя.

Оптимальным материалом, удовлетворяющим любым условиям, может быть только гетерогенная смесь, состоящая из различных по форме и свойствам компонентов. В России значительно расширились ассортимент и объем применения наполнителей. Наиболее часто используемые: опилки древесные, кордное волокно, дробленая резина, хромовая стружка, кожа- «горох», слюда-чешуйка, крошка, ореховая скорлупа, шлам, крупноразмерная резина и др. В зависимости от интенсивности поглощения, параметров поглощающего пласта, состояния уровня раствора в скважине, количества зон поглощения применяют различные технологические приемы по намыву наполнителей.

При наличии нескольких зон поглощения изоляционные работы проводят с установкой гидромеханического пакера с целью разобщения зон. Намыв наполнителей производят через открытый конец бурильных труб при одной зоне поглощения. При намыве наполнителей через пакер последний устанавливают на 20−30 м выше кровли поглощающего пласта. Нагнетательную линию цементировочных агрегатов соединяют с патрубком бурового стояка. Наполнитель равномерно подают в приемный чан цемен-

 

 

Ò à á ë è ö à 7.1

Оптимальные количества наполнителей

 

 

 

 

 

Наполнители (размер частиц)

Добавки наполнителей, %

 

 

 

при турбинном бурении

при роторном бурении

 

 

 

Целлофан (до 7−12 мм)

0,1−1,0

1,0−3,0

Кожа-«горох» (до 8−10 мм)

0,1−0,5

0,5−7,0

Кордное волокно

0,1−0,2

0,2−5,0

Слюда-чешуйка (до 7−10 мм)

0,1−2,0

2,0−7,0

Керамзит (до 5 мм)

0,5−5,0

Резиновая крошка (до 8 мм)

0,5−5,0

Подсолнечная лузга

0,5−5,0

Перлит вспученный

0,5−5,0

Опилки древесные

0,5−5,0

 

 

 

182

тировочного агрегата и после перемешивания закачивают в бурильные трубы. Намывают наполнители на воде или буровом растворе. После достижения заданного давления на устье для конкретной площади с целью определения эффективности намыва в зону поглощения пакер освобождают, и бурильные трубы спускают на 10−15 м ниже подошвы поглощающего пласта. Если значение приемистости остается без изменения, то наполнитель намывают повторно. Причем меняют размер наполнителей и их компонентный состав. При отсутствии большого эффекта от намыва наполнителей процесс продолжается до снижения интенсивности поглощения на 30−40 % от первоначального. Дальнейшие изоляционные работы проводят тампонажной смесью.

При динамическом уровне жидкости в скважине ниже ее устья наполнители намывают через воронку, установленную на верхней муфте бурильных труб, одновременно в воронку подается жидкость с постоянным расходом и засыпается наполнитель небольшими порциями (до 6 % от объема жидкости намыва), который увлекается потоком и уносится в зону поглощения.

При высокой интенсивности поглощения широко применяют тампоны типа «мягких пробок». В практике применяются следующие виды тампонов:

смесь бурового раствора с наполнителями (или их смесью); бентонито-битумная паста; тампоны на углеводородной основе: соляробентонитовая смесь (СБС) с

добавкой или без добавки ПАВ, нефтебентонитовая смесь (НБС); замазки; латекс.

Целесообразно применение в тампоне гранулярных, волокнистых и пластинчатых наполнителей в сочетании 1:2:2. Объем тампона обычно не менее 5−10 м3. Тампон готовят следующим образом. Цементировочный агрегат обвязывают с цементно-смесительной машиной, затаренной глинопорошком. При этом выкидную трубу смесителя устанавливают так, чтобы струя глинистого раствора била в сетку чана. В процессе приготовления смеси один рабочий очищает сетку чана, второй загружает необходимое количество наполнителей в чан агрегата, третий перемещает выкидную трубу смесителя вдоль сетки, очищает ее гидравлической струей. Тампоны обычно приготовляют на глинистом растворе плотностью 1,1−1,14 г/см3 и вязкостью 25−60 с по ПВ-5.

Если при ликвидации поглощения тампоны из одной комбинации наполнителей не дают положительного результата, приготовляют комбинации наполнителей разного размера.

При частичном поглощении применяют тампоны из соляробентонитовой или нефтебентонитовой смеси. Состав СБС: а) без добавок ПАВ − 1 м3 дизельного топлива и 1−1,2 т бентонитовой глины; б) с добавкой ПАВ − 1 м3 дизельного топлива, 1,2−1,5 т бентонитовой глины и 0,5 % ПАВ (от массы смеси). ПАВ придает подвижность СБС и способствует лучшему отделению дизельного топлива от смеси. В качестве ПАВ используют крезол и др.

183

ТАМПОНАЖНЫЕ РАСТВОРЫ И СМЕСИ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ

Наиболее распространенным методом изоляции поглощающих пластов является закачка в скважину цементной смеси, приготовленной на поверхности. Технологические условия применения таких смесей и основное их назначение предъявляют противоречивые требования к структурномеханическим свойствам тампонирующих растворов. Необходимо, чтобы во время приготовления и транспортировки по трубам смесь была подвижной. При поступлении смеси в каналы поглощающего пласта она должна иметь выраженную структуру, прочность которой быстро возрастает и че- рез 8−10 ч выдерживает определенную нагрузку, т.е. смесь должна пройти ряд превращений, изменяя в определенные моменты свое состояние от жидкотекучего до пластично-вязкого и наконец твердого с определенными физико-механическими характеристиками. Смесь должна легко регулироваться при температурах и давлениях для изменения структурномеханических свойств и плотности.

Менее распространены способы изоляции поглощающего пласта, основанные на использовании смесей, приобретающих необходимые свойства в скважине за счет смешения двух компонентов в зоне поглощения (параллельная закачка двух растворов по двум рядам труб, использование глубинного смесителя и т.д.).

По В.И. Крылову, необходимыми требованиями, предъявляемыми к тампонажным смесям, используемым для изоляции зон поглощения, являются вязкоупругие и дилатантные свойства. На рис. 7.3 приводится классификация тампонажных смесей, применяемых для изоляции зон поглощения.

Применительно к портландцементу (тампонажные цементы для «холодных» и «горячих» скважин) первой стадией структурообразования является возникновение коагуляционной структуры исходных частиц цемента и гидратных новообразований. На второй стадии развивается сплошная рыхлая кристаллизационная структура гидроалюмината, которая обычно разрушается при перемешивании раствора. Третья стадия − это образование кристаллизационной структуры гидросиликатов.

В подавляющем большинстве скважин изоляционные работы, как правило, производятся чистыми портландцементными растворами, тогда как физико-механические свойства камня возрастают в случае введения в них кварцевого песка, особенно при высоких температурах и давлениях.

Конечные результаты формирования цементного камня в скважине, являющиеся следствием физико-химических процессов, протекающих на фоне образования коагуляционной и кристаллизационной структуры (загустевания и твердения тампонажного раствора), а также скорость протекания этих процессов определяются водоцементным отношением (чем ниже температура, тем существеннее), условиями твердения, в первую оче- редь температурой (чем выше температура, тем активнее), давлением, природой цемента, а также количеством и природой химических реагентов (активаторов, замедлителей и стабилизаторов).

В табл. 7.2 сопоставляются начало схватывания и время загустевания растворов из карадагского цемента для скважин с температурой 75 °С.

На диспергацию твердой фазы и ускорение загустевания и схватывания цементных растворов влияют не только абсолютное значение давле-

184

Тут вы можете оставить комментарий к выбранному абзацу или сообщить об ошибке.

Оставленные комментарии видны всем.

Соседние файлы в папке Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин