7 Осложнения при бурении. Поглощения и газанефтеводопроявления. Осложнения при бурении нефтяных и газовых скважин

• Название: Осложнения при бурении нефтяных и газовых скважин
• Дата: 17.03.2022
• Размер: 381.02 Kb.
• Имя файла: 7 Осложнения при бурении. Поглощения и газанефтеводопроявления.docx
• Тип: Документы; #401224
• страница: 2 из 8

Глина с прослоями песчаников 0,33-0,4

Глина с прослоями алевролитов 0,425

Глинистые сланцы 0,1-0,2

Песчаник 0,3-0,35

Известняк 0,28-0,33

Для большинства пород коэффициент Пуассона может быть принят равным 0,25.
7. Давление страгивания (инициирования течения)
После спуска колонны бурильных труб в скважину включается промывка. Для того, чтобы началась циркуляция бурового раствора, необходимо создать некоторое избыточное давление, которое называется давлением страгивания Р_стр. Его величина может быть определена по формуле

,

где - предельное СНС, мГс/см²

L– глубина спуска бурильных труб, м;

D– диаметр скважины, см;

d– диаметр бурильных труб, см.

,

где и - соответственно СНС в момент времени t₁и t₂, мГс/см²;

t₁ и t₂ – время покоя до замеров СНС, с.

Для уменьшение величины давления страгивания необходимо перед плавным запуском насосов производить расхаживания и вращение инструмента, что приведет к уменьшению СНС.

8. Динамическое давление

В процессе спуска инструмента под долотом создается избыточное давление – репрессия, а при подъеме – разряжение – депрессия, так как скважину и движущийся в ней инструмент можно рассматривать как цилиндр и поршень. Поэтому этот процесс называется «поршневанием». Абсолютная величина этого давления, называемого динамическим Р_д, может быть найдена как сумма давления страгивания и составляющей, зависящей от скорости движения труб.



где V– скорость движения колонны, м/с;

- удельный вес раствора Гс/см³;

λ – коэффициент гидравлических сопротивлений.

При структурном режиме течения



где R_e – число Рейнольдса.

Для глинистого раствора структурное течение наблюдается при условии

.

В большинстве случаев

Для снижения динамического давления необходимо ограничивать скорость спуско‑подъемных операций, предотвратить сальникообразование.

9. Гидродинамическое давление

При прокачивании бурового раствора по скважине в результате потерь напора в кольцевом пространстве на забое возникает некоторое избыточное давление, называемое гидродинамическим Р_гд. Его величина может быть определена по формуле Дарси–Вейсбаха

,

где Q– производительность насоса, л/с.


На рис. 2 показано изменение давление на забое скважины глубиной около 4000 м, измеренное с помощью глубинного манометра, при выполнении различных операций, откуда видно, что давление в скважине всегда существенно отличается от расчетного гидростатического (85 МПа), и может превышать его на 15 МПа и более.

10. Дифференциальное давление

Разница между давлением в скважине в процессе бурения и пластовым давлением называется дифференциальным давлением ΔР.

ΔР=Р_гс+Р_гд-Р_пл.

Уменьшение дифференциального давления приводит к росту механической скорости бурения (при ΔР<3,5 МПа). Если дифференциальное давление близко к 0, то такой процесс называется бурением при сбалансированном давлении. Однако в этом случае при остановке процесса бурения давление в скважине становиться меньше пластового, так как при отсутствии циркуляции гидродинамическая составляющая равна нулю. Поэтому возможно проявление, и необходим тщательный контроль за всеми его признаками.
11. Давление поглощения
В процессе бурения при определенном соотношении давлений в скважине Р_си пласте возможно поглощение бурового раствора. В ряде случаев поглощение происходит, если

Р_с=Р_пл.

Однако чаще для поглощения необходим некоторый перепад давления ΔР_n, т.е. должно выполнятся условие

Р_с=Р_пл + ΔР_n

Сумма Р_пл+ΔР_n=Р_n и являются давлением поглощения. Величина перепада давления ΔР_n зависит от размеров каналов ухода бурового раствора, его качества (вязкость, СНС), характеристики глинистой корки, мощности пласта и степени его кольматации, свойств флюида (высоковязкая нефть – газ). Давление поглощения может быть определено так же, как и давление гидроразрыва, т.е. при нагнетании бурового раствора в скважину при загерметизированном устье. При этом стоится график зависимости давления от объема закачанной жидкости (рис. 3). В отличии от такого же графика при гидроразрыве пласта, резкого падения давления нет, а стабильное давление при постоянном росте расхода бурового раствора и являются давлением поглощения. По виду построенного графика можно определить некоторые характеристики поглощающего горизонта.

При отсутствии таких данных ориентировочно давление поглощения можно определить по формуле

P_n=0,75P_гр.

12. Возможные взаимодействия в системе «пласт–скважина»
В процессе проходки скважины при определенных давлениях в пласте и скважине возможны поглощение бурового раствора, поступление флюида в скважину, либо равновесие.

Пластовое давление при бурении неизменно, а давление в скважине может изменятся в широких пределах в зависимости от плотности бурового раствора, выполняемой операции. Характер взаимодействия в системе «пласт–скважина», как указывалось ранее, зависит от мощности пласта, проницаемости, свойств флюида и бурового раствора (вязкость, СНС, водоотдача, толщина глинистой корки, содержание твердой фазы).

В связи с этим условия возникновения поглощений или проявлений будут разными.
ПОГЛОЩЕНИЕ БУРОВОГО РАСТВОРА
Под поглощением понимаются безвозвратные потери бурового раствора в окружающих породах.

Это один из основных видов осложнений. В ряде случаев затраты времени на его ликвидацию доходят до 25-30 % от общего времени на бурение скважины.

По интенсивности поглощения подразделяются на:

• 
  частичные, когда часть раствора выходит на поверхность, а часть уходит в окружающие породы;
  
• 
  полные, когда уровень раствора в процессе бурения близок к устью;
  
• 
  катастрофические, когда уровень раствора близок к забою.
  

Основная причина поглощений – превышение давления в скважине над пластовым давлением и наличие каналов ухода бурового раствора. Поглощение может происходить как по естественным каналам, так и по искусственным, возникающим в результате гидроразрыва пласта. Поглощениям способствуют:

• 
  несоответствие свойств раствора (плотность, вязкость, СНС) конкретным условиям;
  
• 
  высокие скорости спуско‑подъемных операций;
  
• 
  большая скорость восходящего потока раствора;
  
• 
  образование сальников;
  
• 
  несоответствие КНБК и конструкции скважины проходимым породам.
  

Признаки поглощения следующие:

• 
  понижение уровня раствора в приемных емкостях в процессе бурения;
  
• 
  понижение уровня раствора в скважине при остановках.
  

1. Методы исследования поглощающих горизонтов
Эффективное предупреждение и ликвидация поглощений возможны только в том случае, когда известны строение пласта, его мощность, местоположение и интенсивность поглощения. Эти данные могут быть получены путем косвенных и прямых исследований. Среди косвенных методов наиболее распространены следующие:

• 
  исследования в процессе бурения (геолого‑технические исследования);
  
• 
  геофизические исследования;
  
• 
  гидродинамические исследования.
  

1.1. Исследования в процессе бурения
Вскрытие зоны поглощения бурового раствора и ее общая характеристика могут быть определены уже в процессе бурения. Для этого необходимо:

• 
  наблюдение за изменением механической скорости бурения;
  
• 
  наблюдение за уровнем раствора в скважине и приемных емкостях;
  
• 
  исследование керна и шлама;
  
• 
  проведение специальных гидравлических исследований.
  

При бурении в трещиноватых породах, т.е. там, где возможны поглощения или проявления, механическая скорость возрастает, причем по величине этого возрастания можно судить о величине раскрытия трещин. Так, например, при размерах трещин около 5 мм механическая скорость возрастает вдвое, а при раскрытии трещин 10 мм наблюдаются провалы инструмента.

Определение интенсивности поглощения в процессе бурения наиболее точно может быть осуществлено путем замера количества закачиваемого и выходящего из скважины раствора с помощью дифференциальных расходомеров. При остановках процесса бурения необходимо через определенные промежутки времени производить замеры уровня раствора в скважине. По скорости снижения этого уровня, называемого динамическим, можно судить об интенсивности поглощения. После того, как этот уровень станет постоянным (статический уровень), можно определять пластовое давление. Эти наблюдения позволяют судить об эффективности используемых способов ликвидации поглощений.


Исследование представительного керна позволяет определить практически все характеристики проходимых пород, однако сам отбор керна занимает достаточно много времени. При исследовании шлама непосредственно на устье отбираются несколько проб весом до 6 кг. Пробы отбираются выше зоны поглощения и непосредственно в самой зоне. Далее шлам сушиться и разделяется по фракциям в зависимости от размеров зерен. Для этого используются набор стандартных сит с размерами отверстий 10, 7, 5, 3, 2, 1, 0,5, 0,25 мм. Затем строятся гистограммы процентного содержания шлама в зависимости от крупности его частиц (рис.1). По этим гистограммам определяется размер уносимых в пласт частиц шлама. Экспериментально доказано, что размер поглощающих каналов должен быть в 2-3 раза больше диаметра проникающих в них частиц. На рис.1 видно, что в зоне поглощения значительно уменьшилось количество шлама с размером частиц 2-3 мм. Отсюда вывод – раскрытие трещин поглощающего горизонта составляет 5-7 мм. Это подтверждает и увеличение в пробе из зоны поглощения крупного шлама.

Гидравлические исследования в процессе бурения осуществляется с помощью так называемого индикатора зон поглощения. С его помощью можно определить границы поглощающего горизонта. Индикатор содержит два пакера, соединенных между собой заглушенной снизу трубой. На боковой поверхности трубы между пакерами имеется отверстие. Индикатор опускается в скважину на колонне бурильных труб. При закачивание бурового раствора пакеры раскрываются, а раствор через отверстие выходит в затрубное пространство. В зоне поглощения давление нагнетания раствора остается низким, а выше и ниже этой зоны – существенно увеличивается.

1.2. Геофизические методы исследования поглощающих горизонтов
Более точное определение глубины залегания, мощности и других характеристик поглощающих горизонтов может быть сделано геофизическими методами. Кроме стандартных методов – микрокаротаж, электрический, радиоактивный, акустический каротажи, позволяющих определить общую характеристику пород и флюида, для изучения зон поглощения используется и специфические методы. К их числу относятся:

• 
  расходометрия;
  
• 
  термометрия;
  
• 
  резистивиметрия.
  

Сущность расходометрии заключается в определение расхода (скорости) движения жидкости по всей длине ствола скважины. При замерах производиться долив бурового раствора в скважину, или нагнетание его при закрытом превенторе. Исследования производятся с помощью расходомеров тахометрического типа, опускаемых в скважину на кабеле. Скорость вращения крыльчатки, зависящая от скорости движения жидкости, преобразуется с помощью индуктивных, омических, оптических, радиоактивных датчиков в электрический сигнал, передаваемый по кабелю на поверхность. Отечественной промышленностью выпускается расходомеры с регистрацией направления вращения крыльчатки. Это позволяет определить зоны и интенсивность межпластовых перетоков. Пример расходограммы показан на рис.2. По ней можно определить количество поглощающих горизонтов, глубину их залегания, изучить фильтрационные свойства пород.

При термометрии измеряется температура бурового раствора по стволу скважины с помощью электротермометра. Сначала делается контрольный замер температуры, а затем в скважину нагнетается раствор так же, как и при расходометрии. Далее делается повторный замер. Ниже зоны поглощения температура не изменяется, или даже повышается, а выше зоны поглощения – снижается. Пример термограммы показан на рис. 3.

При резистивимерии определяется электрическое сопротивление находящейся в скважину жидкости. Предварительно делается контрольный замер, а затем в скважине нагнетается соленая вода, которая доходит только до зоны поглощения. Электросопротивление соленой воды ниже, чем у жидкости, находящейся в скважине, что и фиксируется резистивиметром. Пример такой диаграммы показаны на рис. 4, а.

С помощью резистивиметрии можно определить положение и мощность зоны поглощения и без нагнетания жидкости. В этом случае после того, как устанавливается статический уровень жидкости в скважине, делается контрольный замер. Далее в скважину опускается контейнер с солью и вся жидкость засаливается. Сразу же после этого делается второй контрольный замер.

В зоне поглощения за счет обменных процессов между пластовой жидкостью и жидкостью скважины концентрация соли становиться меньше, что и отмечается резистивиметром (рис.4, б).
1.3. Гидродинамические методы

исследования поглощающих горизонтов
Знание границ зоны поглощения позволяет определить место изоляционных работ, однако выбор способа ликвидации поглощения зависит от фильтрационных свойств пород, вида и размеров каналов ухода бурового раствора. Эти данные могут быть получены с использованием гидродинамических исследований поглощающих горизонтов. Целью таких исследований являются построение так называемых индикаторных кривых (диаграмм) – зависимости давления Р жидкости в скважине от расхода Q. На практике наибольшее распространение получили два метода гидродинамических исследований:

• 
  метод неустановившегося режима течения;
  
• 
  метод установившихся закачек (нагнетаний).
  

Первый метод используется тогда, когда статический уровень жидкости в скважине составляет не менее 30 м. В этом случае сначала определяется статический уровень Н_ст с помощью различных уровнемеров, а затем скважина до устья заполняется буровым раствором. Далее через равные промежутки времени (от 1 до 10 мин в зависимости от скорости снижения уровня жидкости) определяется динамический уровень раствора Н_дi. По этим данным рассчитывается перепад давления в моменты измерений

(1)

Определяется также расход бурового раствора Q_i для каждого интервала времени

, (2)

где Д – внутренний диаметр обсадной колонны;

t- время между замерами.


По полученным данным строится индикаторная кривая, показанная на рис. 5.


Метод установившихся закачек используется при высокой скорости фильтрации (динамический уровень понижается очень быстро). В этом случае в скважину постоянно доливаются раствор с определенным расходом и измеряется установившийся динамический уровень, и по формуле (1) определяется перепад давления. Затем расход изменяется и вновь определяется перепад давления. После проведения минимум четырех-пяти наблюдений строиться индикаторная кривая.

Такая же кривая может быть построена при нагнетании раствора в скважину с постоянными расходами при закрытом превенторе и фиксацией давления на стояке.

Фильтрация жидкости в пласт происходит по разным законам в зависимости от строения пласта. В трещиноватой и кавернозной среде соблюдается закон Краснопольского‑Шези.

. (3)

В среднепористой среде – закон Дарси

. (4)

В мелкопористой среде

, (5)

где К₁, К₂, К₃ – коэффициенты приемистости.

В общем случае

(6)

Следует отметить, что большинство исследователей считает, что в реальной практике чаще всего соблюдаются закон Краснопольского‑Шези.

По построенным индикаторным кривым с помощью различных математических методов определяются коэффициенты приемистости К₁, К₂, К₃. Если какой‑либо из них получается отрицательным или равным нулю, то это свидетельствует о том, что этот закон фильтрации в скважине не соблюдается. Так, например, если после расчетов получено уравнение

, (7)

то поглощающий горизонт представлен трещиноватыми породами, а коэффициент приемистости равен 8, т.е. при перепаде давления в одну атмосферу скважина поглощает 8 м³ раствора в сутки.

По величине коэффициента К выделяются 6 категорий зон поглощения:1-К<1, 2-К=1-3, 3‑К=3‑5, 4-К=5-15, 5-К=15-25, 6-К>25. Для каждой из этих категорий имеются определенные рекомендации по ликвидации поглощений бурового раствора. Так, в зонах поглощения 1 категории достаточно применение качественного раствора, а в зонах 6 категории борьба с поглощением практически бессмысленна. В этом случае бурение ведется без циркуляции бурового раствора с последующим спуском колонны обсадных труб.

1.4. Прямые методы исследования поглощающих горизонтов
Наиболее точно строение поглощающих горизонтов может быть определено с помощью прямых методов. К их числу относятся:

• 
  скважинное фотографирование;
  
• 
  визуальное исследование стенок скважины погружными телевизионными камерами;
  
• 
  обследование стенок скважины специальными печатями.
  

Фотографирование возможно только в прозрачной жидкости и отсутствии глинистой корки на стенках скважины. Для получения круговых фотографий ствола под объективом фотокамеры ставится зеркальный конус.

Скважинные телевизионные системы позволяют производить наблюдения как в прозрачной, так и непрозрачной (акустическое телевидение) среде.

В настоящее время известно несколько конструкций печатей для исследования стенок скважин. Для этих целей используется пакеры с полувуканизированной резиной, сохраняющей объемный отпечаток стенок ствола после снятия давления бурового раствора и возвращения пакера в исходное положение. Вместо резины может быть использована проницаемая ткань. В этом случае в скважину закачивается жидкость с красителем. Под действием давления ткань плотно прилегает к стенкам скважины, и фильтрация жидкости через нее происходит только против каналов ухода. В результате на ткани отлагается краситель. По характеру получаемого «рисунка» можно судить о строении поглощающего горизонта. Известны боковые печати с выдвигающимся под действием давления бурового раствора секторами. На боковой поверхности этих секторов наносится специальная мастика.

Следует отметить, что прямые методы исследования поглощающих горизонтов по разным причинам пока не находят широкого применения.
2. Предупреждение поглощений
В связи с тем, что геологическое строение, а следовательно, и характеристики поглощающих горизонтов в разных регионах различны, поэтому и методы предупреждения поглощений специфичны. Однако все они сводятся к обеспечению минимального избыточного давления на поглощающий пласт и предотвращению резких колебаний давления в скважине. Это достигается за счет:

• 
  снижения плотности раствора;
  
• 
  использования аэрированных растворов;
  
• 
  уменьшения расхода (скорости восходящего потока) раствора;
  
• 
  ограничения скорости спуско‑подъемных операций;
  
• 
  расхаживания инструмента перед пуском насосов и плавного восстановления циркуляции;
  
• 
  подбора соответствующих КНБК;
  
• 
  предотвращения образование сальников.
  

Как отмечалось ранее, поглощение бурового раствора не происходит, если давление в скважине Р_с меньше давления поглощения Р_п. Если циркуляция бурового раствора отсутствует, то давление в скважине равно гидростатическому Р_гс. Отсюда максимальная плотность раствора может быть определена из выражения:

. (8)

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 вводится ПАВ, которые препятствуют также укрупнению газовых пузырей. Имеется опыт бурения скважин с использованием так называемых модифицированных пен.

Однако применение аэрированных растворов возможно только в случае, если обвалы стенок скважины и проявления маловероятны. При большой глубине скважины нужно мощные компрессоры. В процессе бурения происходит вспенивание растворов, а эффективных способов гашения пен пока нет. Достаточна сложна дегазация растворов.

В процессе бурения давление в скважине равно сумме гидростатического Р_гс и гидродинамического Р_гд давлений. Поглощения раствора не будет, если соблюдается условие

. (9)

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

, (10)

и представив значения Р_гс и Р_гд, можно определить максимальный расход бурового раствора, при котором не происходит поглощение.

. (11)

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

. (12)

Подставив значения давлений, можно определить максимально допустимую скорость спуска инструмента

. (13)

При запуске насосов во избежание поглощений должно выполнятся следующее условие

.

Отсюда предельное значение СНС бурового раствора может быть определено по формуле

. (14)

Анализируя формулы (11), (13), (14), 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.

Если в процессе бурения на колонне бурильных труб образуются сальники, то это приводит к возрастанию гидродинамического и динамического давлений, давления страгивания, в результате давление в скважине возрастает, а следовательно, увеличивается вероятность поглощения бурового раствора. Поэтому необходимо принимать все меры по предотвращению сальникообразования.
3. Ликвидация поглощений
При возникновении поглощений бурового раствора прежде всего необходимо определить способ ликвидации в зависимости от интенсивности поглощения и характера поглощающего горизонта. В настоящее время на практике применяется три способа ликвидации поглощений:

• 
  с использованием наполнителей;
  
• 
  с помощью тампонажных смесей;
  
• 
  взрывом.
  

Общие рекомендации по применению того или иного способа в зависимости от интенсивности поглощения и характеристики поглощающего пласта сводятся к следующим.

В поглощающих горизонтах, представленных пористыми и трещиноватыми с небольшим раскрытием трещин горными породами, и при частичном поглощении предпочтительнее применение различных наполнителей бурового раствора.

При полных поглощениях большой интенсивности в трещиноватых породах, склонных к осыпям и обвалом, рекомендуется использовать различные тампонажные смеси.

При катастрофических поглощениях, когда другие методы малоэффективны, может быть использован взрыв.

На практике возможно сочетание различных из этих методов. Так, например, в поглощающий горизонт сначала намывается наполнитель, а затем тампонажная смесь; в тампонажную смесь вводятся различные наполнители; взрыв заряда ВВ производится в тампонажной смеси.
3.1. Ликвидация поглощений с помощью наполнителей
Этот способ ликвидации поглощений является достаточно эффективным и не требующим больших дополнительных затрат средств и времени. Его сущность заключается в том, что в буровой раствор 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 буровой раствор, он может прокачиваться насосом. В настоящее время в литературе описано применение более 700 видов наполнителей. Наиболее известные из них - опилки различных материалов, стружка, торф, изрезанная солома, резиновая крошка, отходы переработки хлопка, дробленая скорлупа орехов, слюда, асбест, отруби, изрезанные куриные перья, кожа – горох, рыбья чешуя и т.д.

Все наполнители можно подразделить на три группы:

• 
  волокнистые;
  
• 
  пластинчатые;
  
• 
  зернистые.
  

Волокнистые наиболее эффективны при закупорке песчаных и средней зернистости гравийных пластов, мелких трещин, пластинчатые – в крупнозернистом гравии и трещиноватых породах с раскрытием трещин до 2,5 мм. Зернистые наполнители используются для закупорки более крупных трещин. В реальных случаях рекомендуется использовать комбинацию различных наполнителей.

Оптимальная концентрация наполнителей при роторном способе бурения составляет 20-30 кг на кубометр бурового раствора, при турбинном способе – 5 кг/м³. Имеется опыт использования растворов с концентрацией до наполнителя 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 бурового раствора может быть получена при использовании наполнителей с разным размером частиц. Для определения этих размеров существуют различные методики расчета, номограммы. Так, например, по рекомендациям БашНИПИнефть при среднем диаметре каналов ухода бурового раствора 9 мм, средний диаметр частиц должно быть 4,5 мм, максимальный – 6,4 мм, минимальный 3,2 мм.
3.2. Ликвидация поглощений с помощью тампонажных смесей
Тампонажные смеси – это смеси, которые попадая в каналы ухода бурового раствора, перекрывают их, а затем теряют подвижность. Общие требования к тампонажным смесям сводятся к следующим:

• 
  сохранение хорошей текучести во время закачивания и продавки;
  
• 
  возможность регулирования сроков схватывания;
  
• 
  малое сопротивление при движении в трубах и большое в трещинах;
  
• 
  устойчивость к пластовым жидкостям;
  
• 
  стабильность при скважинных давлениях и температурах;
  
• 
  долговечность, прочность, не токсичность, дешевизна.
  

Все многообразие используемых в настоящее время тампонажных смесей можно подразделить на следующие виды:

• 
  смеси на основе неорганических вяжущих материалов (цемент, гипс, алебастр);
  
• 
  смеси на основе макромолекулярных соединений (фенолформальдегидные, мочевинформальдегидные, эпоксидные смолы, гипан, ПАА);
  
• 
  смеси на основе латексов;
  
• 
  битумные смеси;
  
• 
  отверждаемые глинистые растворы.
  

В настоящее время в подавляющем большинстве случаев для изоляции поглощающих горизонтов используются тампонажные смеси на основе цемента. Это связано с тем, что исходные материалы легкодоступны, имеется необходимая техника для приготовления смеси и доставки ее в скважину (цементосмесительные машины, цементировочные агрегаты). Сроки схватывания смеси регулируется в широких пределах от нескольких минут (быстро схватывающиеся смеси БСС) до нескольких часов. В качестве ускорителя схватывания чаще всего используется хлорид кальция СаСl₂. Для этих целей могут быть применены поваренная соль NaCl, кальцинированная сода Na₂CO₃, каустическая сода NaOH и др. Концентрация ускорителей колеблется в пределах от 2 до 10 %. Наиболее распространенными замедлителями схватывания являются триполифосфат натрия, КМЦ, ССБ в концентрации до 1 %. Для снижения стоимости работ в смеси вводиться наполнители (бентонит, песок и др.) в количестве до 50 %. Наполнители также улучшают закупорку каналов ухода бурового раствора и снижают растекаемость тампонажной смеси. Некоторые из них повышают прочность цементного камня. Вместо цемента могут быть использованы гипс, алебастр, но чаще их смесь с цементом. В этом случае сроки схватывания очень малы, что важно при интенсивных поглощениях.

Неорганические вяжущие материалы могут затворяться на углеводородной жидкости (чаще всего дизельном топливе). Это исключает схватывание смеси в трубах при ее доставке в зону поглощения. В скважине дизельное топливо замещается водой и происходит схватывания смеси. Для облегчения отделения дизельного топлива в смесь вводят ПАВ до 1 %. Используются наполнители.

Тампонажные смеси на основе макромолекулярных соединений имеют ряд существенных преимуществ. К их числу относятся:

• 
  малая плотность;
  
• 
  высокая прочность, особенно при ударных нагрузках;
  
• 
  высокое адгезионные свойства;
  
• 
  химическая стойкость;
  
• 
  низкая проницаемость;
  
• 
  возможность регулирования сроков схватывания в широких пределах.
  

В качестве отвердителя в зависимости от вида смолы используются соляная и щавелевая кислоты, хлорное железо, концентрация которых подбирается в соответствии с желаемым сроком отверждения. В смеси практически всегда вводятся наполнители (опилки, резиновая крошка, песок и т.д.).

Латексы (отходы производства синтетического каучука) при смешивании с солями двух – трехвалентных металлов (чаще СаСl₂) коагулируют с образованием эластичной каучуковой массы. В смеси вводятся наполнители – опилки, резиновая крошка и др. в количестве до 120 кг на м³. Коагуляция латекса может производиться на поверхности, а затем смесь закачивается в скважину, либо в скважину закачивается порциями сначала 3 % раствор хлорида кальция, а затем латекса. Количество порций латекса не менее трех. Между порциями латекса и хлорида кальция закачивается буферная жидкость – вода в количестве до 500 л. Один из недостатков латексов – большое (более 50 %) содержание воды, поэтому хранение их в зимних условиях затруднено.

Битум в качестве тампонажной смеси, несмотря на существенные преимущества (не размывается водой, минимум времени на отверждение, малая растекаемость, нет ограничений по условиям и сроку хранения), используются редко, и только при катастрофическим поглощениях. Это связано с трудностью доставки его в скважину в разогретом виде. При таком виде тампонирования битум разогревается до температуры 200-250°С, заливается в контейнер и опускается в скважину на кабеле. Выдавливание битума из контейнера производится взрывом. Для предотвращения в последующем налипания битума на бурильные трубы вводится наполнители – песок, глина, цемент в количестве до 50 %.

При добавлении в качественный глинистый раствор, приготовленный на основе бентонита, хромпика (бихромата натрия Na₂Cr₂O₇ и ССБ, получаемая смесь переходит в резиноподобную массу. Хромпик используется в виде 30 % водного раствора, ССБ должна иметь плотность не менее 1,2 г/см³, а глинистый раствор – 1,3 г/см³. Соотношение компонентов принимается 1:1:2. Сроки схватывания зависят от доли хромпика в смеси и температуры, и колеблется в пределах от нескольких минут до нескольких часов. В место ССБ может быть использован лигносульфонат кальция. Этот метод может быть применен при температуре в скважине не более 90°.

Аналогичные физико‑химические процессы происходят при добавлении в глинистый раствор гипана или ПАА. При этом в растворе обязательно наличие хлорида кальция. Концентрация компонентов подбирается предварительно в зависимости от свойств глинистого раствора. Образующимся при этом пастообразные смеси имеют низкую растекаемость и достаточно высокую термостойкость.
3.2.1.Способы доставки тампонажных смесей в зону поглощения
В зависимости от сроков схватывания, которые в свою очередь зависят от интенсивности поглощения, используются следующие способы доставки тампонажных смесей в скважину.

1. 
   Смесь готовиться на поверхности и в готовом виде закачивается в скважину по бурильным трубам с помощью буровых насосов, цементировочных агрегатов. Несмотря на применение различных буферных жидкостей, происходит смешивание тампонажной смеси с буровым раствором. В результате качество тампонирования существенно снижается. Однако из-за простоты этот способ находит наибольшее распространение.
   
2. 
   Сухая смесь из тампонажных материалов и ускорителей схватывания упаковывается в полиэтиленовые мешки соответствующего диаметра и в трубном контейнере опускаются в скважину. В зоне поглощения потоком бурового раствора мешки выталкиваются из контейнера, а вращением колонны труб разрываются, и смесь перемешивается со скважинной жидкостью. В результате происходит отверждение смеси.
   
3. 
   Доставка компонентов отдельно друг от друга по трубам и перемешивание их в скважине. Этот способ имеет несколько разновидностей.
   

3.1. Доставка по двум колоннам труб. Этот способ требует больших затрат времени и поэтому применяется редко.

3.2. Последовательное нагнетание компонентов по одной колонне труб с разделением их буферной жидкостью. В этом случае смеси перемешиваются с буровым раствором и плохо между собой.

3.3. Закачивание тампонажного раствора по трубам и по ним же закачивание ускорителя схватывания (отвердителя) в полиэтиленовых мешках длиной до 0,5 м соответствующего диаметра. В низу колонны труб встраивается ножи для разрезания мешков.

4. 
   Доставка смеси в специальных тампонажных снарядах. Такие снаряды содержат две камеры, в которых находятся тампонажный материал и ускоритель схватывания (отвердитель). После спуска в скважину потоком бурового раствора компоненты из снаряда выдавливаются в скважину и перемешиваются.
   

3.2.2. Технические средства, используемые для повышения

эффективности тампонажных работ
При ликвидации катастрофических поглощений в сильнотрещиноватых кавернозных породах, когда закачиваемая тампонажная смесь практически вся уходит по крупным трещинам, не задерживаясь в них, используются так называемый перекрывающие устройства. В этом случае в зоне поглощения устанавливается оболочка из брезента, нейлона, капрона, прижимаемая тампонажной смесью к стенкам скважины и перекрывающая каналы ухода. Желательно перед проведением операции провести расширение ствола в зоне поглощения.

Для предотвращения перемешивания тампонажной смеси с буровым раствором необходимо над зоной поглощения установить перекрывающее устройство – пакер. В случае необходимости пакер устанавливается и под интервалом изоляции. При установке пакера возможно полное задавливания тампонажной смеси в поглощающий горизонт.

Основным элементом пакера является резиновая оболочка, деформируемая в радиальном направлении, в результате чего она плотно прилегает к стенкам скважины и происходит разобщение ствола. Деформация оболочки (раскрытие пакера) осуществляется под действием веса колонны бурильных труб или давлением бурового раствора. В настоящее время известно множество конструкций пакеров, которые можно подразделить на извлекаемые и разбуриваемые. Первые после спуска в скважину раскрываются тем или иным способом, затем закачивается тампонажная смесь. Далее колонна бурильных труб поднимается вверх, при этом пакер возвращается в исходное положение. В процессе подъема инструмента колебания давления в скважине передаются на тампонажную смесь, что может ухудшить результаты изоляции поглощающего горизонта. Разбуриваемые пакеры в верхней части имеют левую резьбу. После закачивания смеси в скважину колонна бурильных труб вращается вправо, пакер отсоединяется, и колонна поднимается. После ОЗЦ пакер и цементный стакан разбуриваются.
3.3. Ликвидация поглощений с помощью взрыва
Взрывные работы в скважинах с целью ликвидации поглощений применяется как крайняя мера и только при катастрофических поглощениях. Как показывают исследования, после взрыва трещины заполняются кусками породы, причем эффект максимален, когда заряд прилегает к породе, а его диаметр существенно больше ширины трещины.

После взрыва глинистый раствор превращается в нерастекающуюся пену, устойчивую в течение нескольких суток.

В настоящее время используется несколько разновидностей этого метода ликвидации поглощений.

1. 
   Заряд ВВ длиной, равной мощности интервала поглощения, опускается на кабеле и взрывается в глинистом растворе. Затем проводится тампонирование по обычной схеме.
   
2. 
   Заряд ВВ необходимой длины опускается на кабеле по скважине или внутри колонны бурильных труб и взрывается в тампонажной смеси, которая нагнетается заранее, или по колонне труб. Низ колонны располагается выше зоны поглощения.
   
3. 
   В зону поглощения опускается контейнер с тремя радикальными отсеками. Внутренний содержит заряд ВВ, средний – ускоритель схватывания (отвердитель), внешний тампонажную смесь. После взрыва происходит мгновенное отверждение смеси. Тампонажная смесь может быть закачена заранее, а контейнер содержит только ВВ и ускоритель.
   
4. 
   В скважину на трубах опускается контейнер с отвердителем, через трубы закачивается тампонажная смесь, а затем по ним же на кабеле опускается заряд ВВ и производится взрыв.
   

В заключение следует отметить, что все вышеизложенные методы ликвидации поглощений бурового раствора дают, как правило, временный эффект. Самый надежный способ – спуск колонны обсадных труб.
ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ
Проявление это самопроизвольный излив бурового раствора или пластового флюида (газ, нефть, вода, или их смесь) различной интенсивности (переливы, выбросы, фонтаны) через устье скважины, по кольцевому пространству, колонне бурильных труб, межколонному пространству, заколонному пространству и за пределами устья скважины (грифоны), не предусмотренный технологией работ при бурении, освоении или ремонте скважин.

Переливы ‑ излив жидкости через устье скважины.

Выбросы – апериодическое выбрасывание жидкости или газожидкостной смеси на значительную высоту.

Фонтаны – непрерывное интенсивное выбрасывание флюида.

По интенсивности фонтаны подразделяются на слабые с дебетом газа до 0,5 млн. м³/сут (высота пламени до 50 м), средние до 1 млн. м³/сут (высота пламени до 70 м) и мощные с дебитом газа более 1 млн. м³/сут. Нефтяные фонтаны оцениваются по нефтяному эквиваленту 1000 м³ газа – 1 т нефти. По сложности фонтаны подразделяются на фонтаны без потери базы (не повреждена обсадная колонна, колонный флянец, колонна бурильных труб) и с потерей базы. Фонтаны подразделяются также на закрытые (управляемы) и открытые (неуправляемые).

Открытые фонтаны – самые тяжелые аварии при бурении скважин. На их ликвидацию тратятся значительные средства, кроме того, происходит потеря бурового оборудования, загрязнение окружающей среды, истощение месторождения. Нередки человеческие жертвы.

По статистике в нашей стране 89 % всех фонтанов – газовые и лишь 11 % - нефтяные.