Литература(Книги)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Книги
\Осложнения и Аварии при Бурении Нефтяных и Газовых Скважин

	Глава ИЗОЛЯЦИЯ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ 3           ТВЕРДЕЮЩИМИ РАСТВОРАМИ
	3.1. ТАМПОНАЖНЫЕ РАСТВОРЫ И СМЕСИ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ Опыт борьбы с поглощениями буровых и тампонажных растворов показывает, что успех изоляцион­ных работ в значительной мере определяется качеством при­меняемых тампонирующих смесей. Основные требования к ним и методам их испытания вытекают из специфических условий и технологии их применения. Наиболее распространенным методом изоляции поглоща­ющих пластов является закачка в скважину цементной смеси, приготавливаемой на поверхности. Технологические условия применения таких смесей и основное их назначение предъяв­ляют противоречивые требования к структурно-механичес­ким 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 через 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 структурно-механических 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 изоля- 166

	Тампонажные смеси для изоляции зон поглощения
	±
	На основе неоргани­ческих вязнущее					На основе макромоле-кулярных соединений		На основе неоргани­ческих вяжуищх и макрамалекулярных соединений	На основе глинистых растворов
	Замюрение на воде		дородной жидкости		смта, отверждаешю ККП		Гшшн с растворами сшей поливалентных	Цемент и макро-молекулярные соединения Хромпик и ССБ Гипс и макро-молекулярные соединения Гипан Гельцемент и полиакриламид ТС-Юи альдегид
	Немент	Гипс		-\Це,	Резорциноформальдегид- ная смола, отверждаемш L Мочетноформачь-дегидная смола, огтерждаемая
	Цемент и гипс			_ Цемент и бентонит
					Парафорчом
	■\Порпш1ндцемешп\ \Спцюительный\-			Цемент и гипс или алебастр			Хлористым аммонием
	Глиноземистый	ысокопрочный					Керосиновым контактом Петрова
								| Гельцемент |-\Полиакршашду
	Гипсоглинозе-шетый Водостойкий			Аэрированные возду-да»/ (с помощью шмпрессори)
				Аэрированные с помощью химичес­ких добавок			Щавелевой кислотой
	Пуицолаповый	Аэрированные талтопажные смеси
	Вачокнистый					\Кислым гудрономг
	Аэрированные с пачощью взрыва в талтонажной среде
	Рис. 3.1. Классификация тампонажных смесей для изоляции зон поглощения

	ции зон поглощения, являются вязкоупругие и дилатантные свойства. Вязкоупругие свойства тампонажным смесям можно при­дать путем ввода в них в небольших количествах некоторых макромолекулярных соединений, обработкой тампонажных смесей взрывом (позволяет получить высокостойкие эмуль­сии, в которых "вморожены" пузырьки газа продуктов взры­ва, что обеспечивает вязкоупругие свойства обработанным смесям); при вводе в цемент алюминиевого порошка и при затворении смеси водой выделяется газ, при этом образуется цементно-газовая смесь с высокими закупоривающими свой­ствами. На рис. 3.1 приводится классификация тампонажных сме­сей, применяемых для изоляции зон поглощения.
	3.1.1. ТАМПОНАЖНЫЕ ЦЕМЕНТЫ И РАСТВОРЫ Способность тампонажных цементов после затворения водой к структурообразованию и твердению (превращению в камень) предопределила их наиболее широ­кое применение для изоляции поглощающих горизонтов. Применительно к портландцементу (тампонажные цементы для "холодных" и "горячих" скважин) первой стадией струк-турообразования 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. При затворении цемента водой вначале происходит рас­творение небольшой части его до насыщения, вступающей в химическое взаимодействие с водой. Затем наступает период коллоидации, характеризующейся высокой дисперсностью частиц цемента, - период "собственно схватывания" (коагуляционного структурообразования), переходящий в "собственно твердение" (период кристаллизации) раствора при переходе системы из менее устойчивого состояния в бо­лее устойчивое. В начальный момент затворения цемент эффективно взаи­модействует с водой. Затем наступает период замедления этих реакций, который зависит от физико-химического со- 167

	става цемента. В это время цементный раствор близок по свойствам к пластической массе. На поверхности зерен це­мента образуются сольватные оболочки и положительные электрические заряды, а между ними возникают силы оттал­кивания. Степень структурирования смесей возрастает во времени: этот процесс имеет вероятностный характер. Структуриро­ванию обычно содействует наличие в растворе цементных частиц удлиненной формы, так как в этом случае на поступа­тельное броуновское движение налагаются вращательные движения, увеличивающие вероятность столкновения частиц. На острых краях цементных зерен толщина сольватной обо­лочки меньше, чем на остальных участках поверхности, плотность электростатического заряда и сила отталкивания здесь также меньше. Таким образом, в системе образуется коагуляционная структура (весь раствор представляет собой как бы единое тело, имеющее сетчатую структуру). Однако зерна практиче­ски не касаются друг друга. Чем меньше толщина пленочной воды, адсорбированной на поверхности цементных частиц, тем прочнее структура, больше значения динамического на­пряжения сдвига и пластической вязкости дисперсной систе­мы. Выделяются четыре стадии структурообразования и гидра­тации. 1.    Интенсивная гидратация. Наблюдается максимальная скорость процесса гидратации. Идет коагуляционное образо­вание коллоидных частиц до формирования пространствен­ного каркаса коагуляционной структуры. 2.  Развитие пространственной коагуляционной структуры. Степень структурообразования продуктов гидратации незна­чительна, наблюдаются деструктивные явления. 3.   Образование пространственного каркаса кристаллиза­ционной структуры. Интенсивные процессы структурообра­зования за счет развития коагуляционных контактов в крис­таллизационные. Вновь возрастает степень гидратации. 4.  Незначительный рост упругости и основное повышение прочности. Скорость гидратации наименьшая. Нарастание прочности происходит за счет субмикрокристаллической (гелевидной), медленно развивающейся структуры гидросили­катных материалов, обусловливающей неупругие свойства цементного камня. Происходит обрастание основного крис­таллизационного каркаса и развитие новообразований внутри его с созданием внутренних напряжений, в результате кото- 168

	рых наблюдаются деструктивные явления в виде спадов упру­гости и прочности. Модули быстрой эластичной деформации в первой и вто­рой стадиях для портландцемента изменяются в пределах от 103 до 105 Па, наблюдается развитие медленных высокоэлас­тичных деформаций, с периодом релаксации (1-5-3)102 с. В третьей и четвертой стадиях модули быстроэластичной деформации изменяются от 106 до 109 Па, резко уменьшается период релаксации высокоэластичных деформаций, что ука­зывает на коагуляционно-кристаллизационные и кристалли­зационные структуры в этот период. При увеличении давления зерна цемента испытывают воз­растающую нагрузку. В микротрещины зерен вода (особенно обработанная ПАВ) проникает на большую глубину. Зерно цемента (покрытое микротрещинами, наличие которых объ­ясняется резкими температурными изменениями и ударными нагрузками при производстве цемента) разрушается, обна­жаются новые поверхности, активность его повышается, тампонажный раствор интенсивнее загустевает и быстрее затвердевает. В период вязкопластичного состояния (до начала схваты­вания) сцепление высокодисперсных продуктов гидратации обусловливается ван-дер-ваальсовыми и водородными силами связи, что приводит к образованию тиксотропной коагуляци-онной структуры. Сцепление частиц друг с другом происходит также за счет ненасыщенных валентных связей, возникающих в результате механического разрушения кристаллической решетки. Природа сил, обусловливающих прочность тампонажного камня, имеет различные толкования, основанные как на кри­сталлизационной, так и на коллоидно-химической теории. В первом случае она объясняется срастанием кристаллов в мес­тах контактов за счет ионно-химических связей, а во вто­ром - сцеплением частиц благодаря ван-дер-ваальсовым по­верхностным силам. Таким образом, процесс структурообразования вяжущих веществ происходит в два этапа. Результатом первого этапа является коагуляционная структура частиц и гидратных ново­образований. Пластическая прочность структуры к этому моменту низка, темп нарастания ее медленный и зависит от связывания воды, степени диспергирования цемента в воде и накапливания гидратных новообразований. Такая система тиксотропна и связь между частицами в ней обеспечивается через гидратные оболочки, которые отделяют их друг от дру- 169

	га. После механического разрушения системы связь восста­навливается. Второй этап характеризуется возникновением и развитием кристаллизационной структуры гидратов цементных минера­лов. Поверхность частиц увеличивается, возникают молеку­лярные связи между ними. Этот процесс характеризуется интенсивным нарастанием прочности структуры. При этом формируется непосредственная связь между частицами, кото­рая отличается высокой прочностью и необратимым харак­тером разрушения (например, при запоздалом продавливании раствора). Существенное влияние на процесс твердения цементного камня оказывают температура и давление. Ускоряется гидра­тация, изменяется растворимость твердых веществ в жидкой фазе, что влияет на степень и механизм перенасыщения; при высоких температурах изменяется фазовый состав продуктов гидратации цементов, шлаков и других вяжущих материалов. Фазовый состав затвердевшего цементного камня очень сложен. Гидратация портландцемента сопровождается обра­зованием продуктов, мало отличающихся от продуктов гид­ратации основных его минералов C3S, р = C2S, С3А, C4AF. Гидратация C3S и р = C2S в нормальных условиях приво­дит к образованию гидросиликатов кальция с изменяющими­ся в широких пределах составом и степенью закристаллизо-ванности. Наиболее быстро гидратирующимся минералом портландце-ментного клинкера, определяющим сроки схватывания тампо-нажного цемента и начальную прочность формирующегося камня, является трехкальциевый алюминат С3А. Затворение водой приводит к образованию вокруг исходных зерен рых­лой пластинчатой оболочки кристаллов гидроалюмината каль­ция. Через сутки степень гидратации С3А составляет 70-80 %. В подавляющем большинстве скважин изоляционные ра­боты, как правило, производятся чистыми портландцемент-ными 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 170

	Таблица 3.1
	Сроки схватывания и время загустевания цементных растворов Состав Добавки, % Количе- Условия Отно- смеси, доли ство во- опыта Начало Время шение ды, %, от схва- загу- схва- Це- Гипан ССБ Хром- массы Т, "С Р. тыва- стева- тыва- мент пик смеси до МПа ния, ния, ния к растека- ч —мин ч —мин загу- емости стева- 19-20 см нию 1 _ _ _ 50 60 30 2-00 1-21 1,48 3 1 _ _ 76 60 30 2-10 _ 1,02 1 _ 0,6 0,30 38 90 45 7-00 2-40 2,60 3 1 0,7 0,35 71 90 45 2-10 0-41 3,18
	первую очередь температурой (чем выше температура, тем активнее), давлением, природой цемента, а также количест­вом и природой химических реагентов (активаторов, замед­лителей и стабилизаторов). Именно в процессе формирования камня (цементного кольца) в скважине и совершаются процессы, которые при­водят либо к сплошному цементному камню, либо к образо­ванию в нем флюидопроводящих каналов. Механическое перемешивание существенно изменяет пе­реход раствора из жидкого состояния в твердое, удлиняя или сокращая этот процесс. В скважине время движения раствора определяет состояние раствора и в последующем физико-механические параметры камня. Время загустевания короче сроков схватывания растворов; различия между ними достигают ощутимых значений и этого нельзя не учитывать. Остановки в процессе закачивания цементного раствора в скважину могут допускаться лишь на первой стадии структу-рообразования. В табл. 3.1 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 давления, но и колебания давления, возни­кающие при закачке растворов в скважину. Одновременное колебание температуры и давления (по программе изменения условий при закачке и движении там-понажного раствора) значительно влияет на время загустева­ния раствора, которое отличается от времени загустевания, определяемого при забойных температурах и давлении. 171

	3.1.4. МАТЕРИАЛЫ И ХИМИЧЕСКИЕ РЕАГЕНТЫ ДЛЯ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ Подавляющее число операций по изоляции поглощающих пластов осуществляется растворами, пастами и быстросхватывающимися смесями (БСС), приготовленными из тампонажных цементов. Раствор, получаемый после затворения тампонажного це­мента водой (или иной жидкостью), обработанной химичес­кими реагентами (или без них) для повышения качества рас­твора и камня или облегчения проведения технологического процесса, называют тампонажным. Тампонажные растворы применяют для разобщения плас­тов и исправительных (ремонтных) работ в скважинах в са­мых различных геолого-технических условиях: при темпера­туре от -15 до +250 °С и давлении от 1,5 до 200 МПа в кана­лах заколонного пространства шириной от нескольких мил­лиметров до 0,5 м и длиной от нескольких сот до нескольких тысяч метров при наличии самых разнообразных пород в разрезе скважины; для борьбы с поглощением пластов, пред­ставленных относительно инертными в химическом отноше­нии породами и легкорастворимыми солями, прочными или рыхлыми, подверженными гидроразрывам и другим видам разрушений. В таких условиях, используя цементный раствор лишь од­ного типа, нельзя обеспечить герметичность заколонного пространства или ликвидировать поглощения бурового рас­твора и других жидкостей. Нужен ряд растворов, изготовляе­мых из разных цементов и обрабатываемых химическими реагентами с использованием различных технологических схем приготовления. Тампонажные цементы, из которых изготовляют тампо­нажные растворы, БСС и пасты, могут быть классифициро­ваны по следующим признакам: вещественному составу, тем­пературе применения, плотности тампонажного раствора, устойчивости тампонажного камня к воздействию агрессив­ных пластовых вод, линейным деформациям тампонажного камня при твердении. 1.  По вещественному составу в зависимости от содержа­ния добавок тампонажные цементы разделяются на группы: 1 - без добавок, 2-е добавками. 2.  По температуре применения (°С) тампонажные цементы разделяются на группы: 1 - для низких температур (ниже 15), 172

	2 - для нормальных температур (от 15 до 50), 3 - для умерен­ных температур (от 50 до 100), 4 - для повышенных темпера­тур (от 100 до 150), 5 - для высоких температур (от 150 до 250), 6 - для сверхвысоких температур (выше 250), 7 - для циклически меняющихся температур, 8 - для условий много-летнемерзлых пород. 3.   По плотности тампонажного раствора (кг/м3) тампо-нажные цементы разделяются на группы: 1 - легкие (ниже 1400), 2 - облегченные (1400-1650), 3 - нормальные (1650-1950), 4 - утяжеленные (1950-2300), 5 - тяжелые (выше 2300). 4.   По устойчивости тампонажного камня к воздействию агрессивных пластовых вод тампонажные цементы разделя­ются на группы: 1 - устойчивые только к хлоркальциево-нат-риевым водам; 2 - устойчивые к сульфатным водам, а также к хлоркальциево-натриевым; 3 - устойчивые к кислым (угле­кислым, сероводородным) водам; 4 - устойчивые к магнези­альным водам; 5 - устойчивые к полиминеральным водам. 5.  Кроме того, применяют тампонажные растворы, в ко­торых в качестве жидкости затворения применяют воду с солями (до насыщения), тампонажные растворы на нефтяной основе, аэрированные тампонажные растворы, органомине-ральные композиции (вплоть до исключения минерального компонента), быстросхватывающиеся составы для борьбы с поглощением при бурении скважин и др. В соответствии с ГОСТ 1581-98 выпускаются тампонажные цементы для "холодных" и "горячих" скважин. На базе имен­но этих цементов составляют многочисленные смеси (но не все) для борьбы с поглощениями пластов.
	3.2. ТАМПОНАЖНЫЕ СМЕСИ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ ПОГЛОЩЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН 3.2.1. ТАМПОНАЖНЫЕ СМЕСИ НА ОСНОВЕ МИНЕРАЛЬНЫХ ВЯЖУЩИХ Для исследования процесса структурообразо-вания при гидратации минеральных вяжущих веществ приме­няют метод конического пластомера П.А. Ребиндера, осно­ванный на измерении пластической прочности системы на сдвиг при погружении в нее конуса. Методика исследования пластической прочности позволяет получить более полное 173

	представление о процессе структурообразования системы по сравнению с определением сроков схватывания, однако, так же как и сроки схватывания, пластическая прочность харак­теризует формирование структуры, находящейся в состоянии покоя от момента затворения. Ряд авторов рекомендуют из­мерять пластическую прочность растворов после перемеши­вания их в течение определенного времени, что дает возмож­ность определить время, в течение которого раствор может находиться в состоянии движения без ущерба для свойств цементного камня, а также оценивать влияние перемешива­ния на процесс структурообразования. Считается целесообразным для оценки основных тампо-нажньгх смесей, применяемых для изоляции зон поглощения, использовать следующие показатели: растекаемость по конусу АзНИИ (для контроля подвижно­сти смеси в момент окончания ее продавливания); время начала и конца схватывания; прочность образцов при испытании на сжатие или изгиб через 1-2 сут; плотность смеси, пластическая прочность (характеризует условный предел прокачиваемости смеси по трубам); загустеваемость (характеризует процесс структурообразо­вания тампонажной смеси от момента приготовления до на­ступления нетекучего состояния при определенной интенсив­ности перемешивания и заданных значениях температуры и давления). Процесс структурообразования может быть достаточно полно охарактеризован по кривым загустевания, получаемым при исследовании смеси в условиях, приближающихся к ус­ловиям скважины. Основными параметрами, характеризую­щими условия скважины при выборе тампонажной смеси для изоляции зоны поглощения бурового раствора, являются скорость движения (интенсивность перемешивания) смеси при транспортировке ее к поглощающему пласту, температу­ра в скважине и давление. Кривые загустевания тампонажных растворов при нор­мальных условиях имеют пологий вид, который может изме­няться, если уменьшить водоцементное отношение или ввести ускоритель. Смеси на основе портландцементов готовят без добавок и с добавками, регулирующими сроки схватывания. Кроме тампонажного портландцемента для приготовления тампо­нажных смесей используют быстросхватывающиеся смеси (БСС) на основе портландцементов введением в цементные 174

	растворы ускорителей схватывания - хлорида кальция СаС12, кальцинированной соды Na2CO3, углекислого калия К2СО3 (поташ), хлорида алюминия А1С13, хлорида натрия NaCl, фто­ристого натрия NaF, каустической соли NaOH, жидкого стек­ла Na2SiO3, сернокислого глинозема A12(SO4)3, высокоминера­лизованной воды хлоркальциевого типа и др. Анализ кривых загустевания БСС показал, что в услови­ях перемешивания с частотами вращения 30-200 об/мин, соответствующими диапазону изменения скоростей раствора в скважинах при цементировании различных зон поглоще­ния, физико-химические процессы в смесях происходят на­столько быстро, что заметного различия в скоростях загусте­вания этих смесей при различной частоте вращения мешалки нет. Это свойство БСС ценно при изоляции зон поглощения, так как имеется определенная гарантия того, что при скоро­стях движения смеси в скважине, отличных от скорости движения ее в консистометре, существенных аномалий в со­стоянии смеси не наблюдают, если на состояние смеси не повлияют температура, давление, попадание пластовых вод и другие факторы. На рис. 3.2 показано влияние количества хлористого каль­ция, водоцементного отношения, интенсивности перемеши­вания и температуры на подвижность цементного раствора, приготовленного из цемента Вольского завода "Комсомолец". Одновременно прочность структуры замеряли коническим пластометром. Цементный раствор в период коагуляционного структуро-образования после определенного времени перемешивания быстро загустевает, причем в зависимости от содержания СаС12 образующаяся структура разрушается при различных крутящих моментах. Чем выше содержание СаС12, тем при больших значениях крутящего момента разрушается струк­тура. После разрушения структуры вязкость раствора снижа­ется и долгое время (5-6 ч) остается без изменения. При приготовлении БСС на основе тампонажного порт­ландцемента ускорители схватывания вводят в воду затворе-ния или в затворенный цементный раствор. Порошкообраз­ный ускоритель можно смешивать с сухим тампонажным цементом. Количество вводимого ускорителя колеблется в пределах 2-10 %. БСС обычно применяют в скважинах с температурой 50-70 °С. Таким образом, в зависимости от количества добавляемого ускорителя, температуры, времени перемешивания и водоце- 175

	250 200 '4 150 А и 100 "Г 50 - If py*ys {j		250 200 150
			100-
			50
					60 4 мин
	0 15 30 г Af, re-ем	45 60 0 15 30 45 д M, re-ем
	0 10 20 30 40 SO 0 100 200 300 4 мин

	ментного отношения разрушение формирующейся структуры происходит при различных крутящих моментах, характери­зующих сопротивляемость его передвижению. Это обстоя­тельство, а также повышенная подвижность цементных рас­творов с добавкой 4-6 % хлористого кальция дают основание рекомендовать эти растворы для перекрытия зон поглоще­ния, представленных высокопроницаемыми мелкопористыми породами. Цементные растворы с содержанием 8-10 % хлористого кальция могут быть рекомендованы для изоляции высокопо­ристых или мелкотрещиноватых пород, однако успешность изоляционных работ может быть достигнута в том случае, если в период транспортировки раствора в зоне поглощения не произойдет разбавления его водой. БСС могут быть получены на основе специальных цемен­тов - глиноземистого, гипсоглиноземистого и пуццоланового. Глиноземистый цемент используют как добавку к тампо-нажному цементу в количестве не более 10-20 % от массы смеси. При этом начало схватывания при В/Ц = 0,5 может быть снижено до 20 мин. Предел прочности при твердении в пластовой воде через 2 сут составляет 1,4-1,7 МПа. При вводе в глиноземистый цемент до 4 % фтористого натрия начало схватывания составляет до 35 мин, при этом растекаемость, плотность смеси и прочность камня изменяются незначитель­но. Гипсоглиноземистый цемент из-за высокой стоимости чаще применяют в смеси с другими цементами. Так, быстро-схватывающуюся расширяющуюся смесь можно получить при добавлении 20-30 % гипсоглиноземистого цемента в тампо-нажный, при этом расширение камня составляет до 5 %. Для облегчения такой смеси в нее добавляют до 30 % диатомита с влажностью не более 6 %, при В/Ц = 0,8 плотность 1,55 г/см3, а начало схватывания находится в пределах от 50 мин до 1 ч 25 мин. Расширяющийся быстросхватываю-щийся цемент с началом схватывания до 20 мин можно полу­чить введением в глиноземистый цемент до 25 % строитель­ного гипса. Пуццолановый цемент получают добавлением к тампонаж-Рис. 3.2. График влияния различных факторов на подвижность цементных растворов: а - содержания хлористого кальция, %\ 1 - 10; 2 - 8; 3 - 6; 4 - 12; б - темпе­ратуры, °С: 1 - 50; 2 - 40; 3 - 30; 4 - 20; 5 - 16; 6 - 12; а - водоцементного от­ношения: 1 - 0,5; 2 - 0,6; 3 - 0,7; а - частоты вращения мешалки консистоме­тра, об/мин: 1 - 203; 2 - 61; 3 - 106; 4 - 32; а -изменения пластической проч­ности от содержания СаС12, %, и В/Ц: 1 - 10 %; 2 - 8 %; 3 - 6 %; В/Ц = = 0,5; 4-4%; 5-Ю %; В/Ц = 0,6 %; 6-10 %; В/Ц = 0,7 179

	ному цементу активных минеральных добавок (опока, тре­пел, диатомит) в количестве 30-50 % от массы цемента. Для регулирования сроков схватывания используют ускорители схватывания (хлорид кальция, кальцинированная сода и др.) в количестве 4-6 % от массы сухой цементной смеси. Пуццо-лановые смеси отличаются более интенсивным загустеванием и меньшей плотностью (1,65-1,7 г/см3) по сравнению с це­ментными растворами без активных минеральных добавок. Гипсовые растворы. Для изоляции пластов с температурой 25-30 °С применяют смеси на основе высокопрочного строи­тельного или водостойкого гипса с добавлением замедлителей схватывания. Так как свойства гипса заметно меняются во времени, необходимо перед проведением изоляционных ра­бот сделать экспресс-анализ с целью корректировки сроков схватывания смесей. В качестве замедлителей схватывания применяют триполифосфат натрия (ТПФН), тринатрийфос-фат, КМЦ, ССБ и др. В табл. 3.2 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 происходят только при содержании воды более 160 % от массы сухого гипса. Цементные растворы более восприимчи­вы к повышенному содержанию воды, поэтому разбавление
	Таблица 3.2 Показатели свойств гипсовых растворов при атмосферных условиях
	Сроки схваты- Проч- Добав- Плот- Расте- вания, ч —мин ность Тип гипса В/Г ка ность, кае- на сжа- ТПФН, г/см3 мость, начало конец тие че- % см рез 4 ч, МПа Высоко- 0,5 0,01 1,72 19,5 0-15 0-20 4,2 прочный 0,5 0,03 1,72 20,5 0-25 0-30 4,5 0,5 0,075 1,72 20,5 0-35 0-45 4,5 0,6 _ 1,66 24 0-17 0-20 3,9 1 _ 1,46 25 0-26 0-30 1 Строитель- 0,7 0,1 1,68 20 0-10 0-20 3,9 ный 0,6 0,5 1,68 18,5 0-40 1-00 3,7 0,6 1 1,67 19 1-50 2-10 1,1 Водостой- 0,6 0,1 1,65 22 0-15 0-25 3,8 кий 0,6 0,3 1,65 22 0-30 0-35 1,9 0,6 0,5 1,64 22 0-40 0-50 1,3 0,6 0,7 1,64 21 0-50 1-00 0,6
	180

	их в процессе тампонирования отрицательно влияет на каче­ство изоляционных работ. Хорошими физико-механичес­кими свойствами обладают гипсовые растворы с добавками полимеров. Гипсоцементные смеси. 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 (5-5-9)-10"3 мкм2, а через 24 ч - 0,5-10"3 мкм2. Гипсоцементные растворы приготавливают 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. 3.3 пред­ставлены свойства гипсоцементных смесей, полученных сме­шением сухого гипса и цемента в соотношении 1:1, а в табл. 3.4 - смешением раствора цемента и гипса в соотношении 1:1 (цемент Вольского завода, В/Ц = 0,5, гипс строительный, В/Г = 0,7). На рис. 3.3 приведены изменения пластических свойств гипсоцементных смесей. Для предотвращения схватывания гипсоцементного раствора в бурильных трубах необходимо вначале закачать 1 м3 водного раствора замедлителя, на кото-
	Таблица 3.3 Свойства гипсоцементных смесей, полученных смешением сухого гипса и цемента
	В/С Замедлитель Плот­ность, г/см3 Расте-кае-мость, см Сроки схваты­вания, ч-мин Проч­ность на сжатие через 4 ч, МПа наиме­нование содер­жание, % начало конец 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,5 0,5 ТПФН ТПФН ТПФН ТПФН ССБ ГМФН 0,2 0,3 0,4 0,5 1 0,7 1,72 1,72 1,72 1,72 1,72 1,76 1,89 24 24 24 24 25 25 21 0-10 0-20 0-25 0-40 0-40 0-40 0-30 0-15 0-30 0-35 0-50 0-50 0-55 0-40 1,4 1,1 1 0,8 0,7 1,1 0,8
	181

	Таблица 3.4 Свойства гипсоцементных смесей, полученных смешением раствора цемента и гипса
	Замедлитель Плот­ность, г/см3 Расте-каемость, см Сроки схватыва­ния, ч-мин Проч­ность на сжатие через 4 ч, МПа наимено­вание количе­ство, % (от мас­сы гипса) начало конец ССБ ТПФН ТПФН ТПФН + Na2CO3 ТПФН + Na2CO3 2 0,2 0,3 0,2 + 1 0,2 + 1 1,76 1,71 1,72 1,79 1,73 1,73 20 25 24 26 24 24 0-06 0-32 0-20 0-25 0-30 0-55 0-10 0-42 0-35 0-30 0-40 1-10 1,6 1,7 1,6 1 1,4 1,2
	ром затворяли гипс. Стойкость гипсоцементных растворов к разбавлению водой значительно выше, чем у цементных рас­творов. Резюмируя сказанное, отметим: 1)   кривые загустевания гипсоцементных смесей, так же как и кривые пластической прочности, показывают, что пе­реход от коагуляционного периода структурообразования к кристаллизационному происходит за небольшой период; 2)  изменение температуры в пределах 10-50 °С оказывает существенное влияние на процесс; 3) увеличение содержания воды отодвигает начало загусте­вания смесей, причем формирующаяся структура в процессе перемешивания разрушается только при В/Ц = 0,8 и выше; 4)  быстрое загустевание смеси даже при значительном со­держании воды (В/С = 0,8-5-0,9) свидетельствует о высоких тампонирующих свойствах гипсоцементных смесей и выгод­но отличает их от цементных растворов, которые весьма чувствительны к разбавлению водой. Так как гипсоцементные растворы обладают коротким периодом 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 на время, несколько меньшее начала схватыва­ния в статических условиях. Загустевание смеси свидетельст­вует о развитии в системе конденсационно-кристал-лизационной структуры, дальнейшее перемешивание раство- 182

	400 ~	40 50		20 t, мин
	Рис. 3.3. График влияния перемешивания на изменение пластической проч­ности гипсоцементных смесей: а - гипс строительный - 50 %, цемент К = 50 %, В/С = 0,5 + 1,5 % ССБ; б -то же, плюс 1,2 % ССБ; a - гипс строительный 50 %, В/Г = 0,7 + 1,5 % ССБ, цемент К = 50 %, В/Ц = 0,5; 1 - без перемешивания; 2-е перемешиванием 10 мин; 3-20 мин; 4-30 мин; 5-25 мин
	ра приводит к падению прочности получаемого гипсоцемент-ного камня. Глиноцементные растворы. 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. Свойства глиноцементных растворов с В/Ц = 0,5 и содержанием 4 % СаС12 приведены в табл. 3.5. Добавка к глиноцементной смеси 0,5-1 % сернокислого глинозема усиливает начальную подвижность смеси, повыша­ющуюся также с увеличением содержания бентонитовой гли­ны.
	183

	Таблица 3.5 Свойства глиноцементных растворов с В/Ц = 0,5 и содержанием 4 % СаС1,
	Содержа- Сроки схватывания, ние глино- ч-мин Проч- порошка Плотность, Растекае- ность на на 100 г/см3 мость, см начало конец сжатие массовых через 24 ч, частей це- МПа мента, % 4 1,8 20,5 3-15 4-40 4,2 6 1,82 19,5 3-05 4-35 4,7 8 1,82 20 3-00 4-25 4,8 10 1,84 19 3-50 5-05 5
	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. Свойства гли­ноцементных растворов при температуре 75 ° С приведены в табл. 3.6. Для приготовления раствора цемент и глинопорошок за-
	Таблица 3.6
	Свойства глиноцементных растворов при температуре 75 С Состав, массовая часть Время Наполнитель наступ- Плот- Расте- ления Уско- ность, кае- пласти- Це- Вода Бен- наиме- количе- ритель г/см3 мость, ческой мент тонит нование ство см прочно- сти, рав- ной 10 кПа, мин 100 90 20 Перлит 5 _ 1,6 16 200 100 135 33 5 _ 1,37 20,5 120 100 120 33 Керам- 5 - 1,35 16 ПО зит 80 80 20 5 _ 1,6 15 150 25 170 70 5 _ 1,33 13 136 25 190 70 Перлит 5 - 1,24 13 144 48 140 47 5 _ 1,31 14,5 198 70 90 30 _ 0,7 1,51 18 105 60 100 40 - 0,6 1,46 14,5 120
	184

	сыпают в бункер цементосмесительной машины, а сернокис­лый глинозем растворяют в воде затворения. Для изоляции зон интенсивных поглощений во ВНИИБТ разработан глиноцементный тампонажный раствор с высо­ким показателем водоотдачи (ТРВВ). Его готовят смешением в тройнике цементного раствора плотностью 1,35-1,45 г/см3 и бентонитового раствора плотностью 1,18-1,2 г/см3 в соотно­шении 1:2 (для более сложных зон поглощений в соотноше­нии 1:1). ТРВВ имеет высокие вязкость и показатель фильт­рации, в результате чего фильтрат уходит в пласт, а проница­емая прискважинная зона закупоривается цементными и гли­нистыми частицами и наполнителем, вводимым в раствор. Следом за ТРВВ закачивают обычный глиноцементный рас­твор, затворенный на водном растворе хлорида кальция. Цементно-полимерные растворы получают при введении в цементные 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. Важ­ное качество таких растворов то, что их фильтрат обладает крепящими свойствами. Это способствует отверждению гли­нистой корки и сцеплению тампонажного камня со стенками скважины. В б. ВНИИКРнефти разработана цементно-смоляная ком­позиция ЦСК-1, состоящая из тампонажного камня с добав­кой алифатической эпоксидной смолы ТЭГ-1 и отвердителя полиэтиленполиамина (ПЭПА). В табл. 3.7 приведены свойст­ва ЦСК-1 на основе стерлитамакского цемента с отвердите-лем ПЭПА в количестве 20 % от объема смолы (В/Ц = 0,5).
	Таблица 3.7
	Свойства ЦСК-1 на основе стерлитамакского цемента
	Добавка Время Прочность через Газопро- ТЭГ, % (от Растекае- Темпера- загусте- £ СуТ, ivil id ницае- массы це- мость, см тура, °С вания, на из- на сжа- мость, мента) ч-мин гиб тие 10"3 мкм2 _ 20 50 4-10 4,9 13,2 1,8 75 1-35 6,4 17,3 0,8 1 21 50 2-50 7,3 20 0,2 75 1-30 7 21 0,15 3 22,5 50 2-20 8 20,5 0,2 75 1-30 7 21 0,15 6 23 50 1-50 6,4 16 0,03 75 1-20 6,8 22 0,007
	185

	Для приготовления ЦСК-1 в воду затворения последова­тельно вводят смолу ТЭГ и отвердитель ПЭПА, а затем на этой жидкости затворяют цемент. Растворы, приготовленные 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 транспортировать 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 ортокремне-вой кислоты и другие ПАВ, которые способствуют также от­делению дизельного топлива после закачивания смеси в пласт. Наиболее часто в практике применяются соляроцемент-ные, соляробентонитовые и соляроцементно-бентонитовые смеси. Соляроцементные смеси содержат 30-40 % дизельного топлива, 0,5-1 % креозола и 6 % ускорителя (кальцини­рованной соды) от массы цемента. Для большей прочности цементного камня в состав смеси вводят до 30-50 % кварце­вого песка. Соляробентонитовые смеси (СБС) готовят плотностью от 1,1 до 1,3 г/см3 (на 1 м3 дизельного топлива 1-1,5 т бентони­та). СБС после вытеснения дизельного топлива водой быстро загустевают и через 15 мин приобретают пластическую проч­ность 40-60 МПа. Соляроцементно-бентонитовые смеси (СЦБС) имеют сле­дующий состав: 1000-1200 кг бентонитового глинопорошка, 300-500 кг цемента и 0,5-1 % ПАВ от массы смеси на 1 м3 дизельного топлива. При смешивании с водой или буровым (глинистым) раствором образуется нерастекаемая тампонаж-ная паста с высокой пластической прочностью и вязкостью. Для снижения отрицательного воздействия на смесь пласто­вых вод до начала схватывания и повышения прочности там-понажного камня в СЦБС вводят 3-10 % жидкого стекла (от массы цемента). Растворы на углеводородной жидкости приготавливают в следующем порядке. В мерные емкости цементировочных агрегатов заливают расчетное количество дизельного топлива, в котором растворяют ПАВ. На этой жидкости затворяют 186

	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 % бурового раствора. Образование плотного геля при соединении смеси с водой происходит благодаря тому, что она очень быстро абсорби­рует воду. Образующийся в течение нескольких секунд гель вначале напоминает "замазку". Через несколько минут "замазка" превращается в густую, малоподвижную резинооб-разную массу, устойчивую к деформациям и перемещениям под действием сил, возникающих при перепаде давлений. Содержащиеся в буровом растворе механические частицы (обломки выбуренной породы и т.п.) способствуют некото­рому упрочнению образующейся массы. Через два часа, 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 пределы 8:1 - 1:1. Смесь бенгам (фирма "Холибуртон", США) может быть эффективно использована в сочетании с буровыми раствора­ми, приготовленными с использованием как пресной, так и соленой воды, обработанными каустической содой, известью и другими химическими реагентами, а также с водо-нефтяными и инвертными эмульсионными растворами. Эффективность смеси бенгам не зависит от значения рН бурового раствора. Бенгам может быть использован в соче­тании с растворами, содержащими любые обычные наполни­тели или закупоривающие материалы. В сложных случаях в смесь бенгам можно вводить, кроме перечисленных выше закупоривающих материалов, древесное волокно, волокнистый материал из кожи, щетину, перлит, ореховую скорлупу или чешуйки слюды, при этом изоляци­онные свойства смеси не ухудшатся. Большое значение имеет нечувствительность смеси к по­вышению температуры. Смесь бенгам успешно использова­лась в скважинах с пластовыми температурами, достигавши­ми 177 °С. Приготовление смеси бенгам несложно и производится с 187

	помощью обычного оборудования для цементировочных ра­бот. Обычно смесь приготавливают порциями 1,6-3,2 м3 с помощью гидравлической струйной мешалки. Смесь может закачиваться в скважину немедленно или, если это нужно, заливаться в стационарные емкости или цистерны, установ­ленные на автомашинах для хранения или транспортировки к месту использования. Способ ликвидации поглощения с помощью бенгама 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 смеси бенгам пре­дусматривает соблюдение следующих условий. 1.    Точное определение местоположения поглощающего пласта. 2.  Если вся зона поглощения находится на глубине забоя скважины, следует попытаться пройти ее всю. 3.  Перед закачкой смеси в скважину желательно спустить бурильные трубы, без долота с открытым концом или обо­рудованные перфорированным смесительным ниппелем. 4.  К моменту установки конца бурильной колонны на за­данной глубине (обычно несколько выше кровли поглощаю­щего пласта) смесь должна быть заготовлена, чтобы начать закачку ее в скважину между двумя порциями буферной жидкости (рис. 3.4). В качестве буферной жидкости обычно используется дизельное топливо, каждая порция которого равняется 3-8 м3. 5.  Скорость закачки смеси выдерживается в пределах 1,6-3,2 м3/мин. 6.  При достижении смесью и порцией дизельного топлива нижнего конца бурильных труб необходимо начать закачку в кольцевое пространство бурового раствора со скоростью, обеспечивающей заданное соотношение между ним и бенга-мом. На практике в некоторых случаях это соотношение не­прерывно изменялось циклами, оставаясь в указанных выше пределах, в зависимости от достигавшихся при задавке бен­гама давлений. 7.  В процессе выхода смеси производится расхаживание бу­рильной колонны, что способствует лучшему перемешиванию смеси с водой или раствором и ускоряет гелеобразование. 188

	Рис. 3.4. Схема изоляции зоны катастрофического поглощения в кавернозном пласте с помощью смеси бенгам: а - одновременная закачка смеси бенгам по колонне бурильных труб со скоростью 0,16-0,32 м/мин и бурового раствора в затрубное пространство со скоростью 0,04-0,08 м/мин; б - продолжение закачки смеси бенгам и бу­рового раствора с низкими скоростями до возникновения давления с расха-живанием бурильных труб, поддерживание давления и задавливание смеси в пласт; , - выдержка скважины в течение 2-4 ч и возобновление бурения; 1 - буровой раствор; 2 - дизельное топливо; 3 - открытый (или оборудован­ный смесительным патрубком) конец бурильной колонны; 4 - зона погло­щения
	Кроме того, расхаживание колонны уменьшает опасность ее прихвата в случае ошибок при измерении длины буриль­ных труб или определении местоположения поглощающего пласта. 8.   Продавка бенгама должна продолжаться до тех пор, пока вся приготовленная порция не вытеснится из буриль­ных труб, чтобы произвести задавку геля в поглощающий пласт. 9.   Максимальное давление, достигнутое в процессе про-давки, следует поддерживать в течение 5 мин для определения эффективности закупорки поглощающего пласта. 10.  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. 189

	11. 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 поглощаю­щих, особенно когда поглощение происходит в кавернозные пласты, полученную с помощью бенгама изоляцию затем уси­ливают, создавая цементную пробку, обеспечивающую боль­шую надежность и долговечность изоляции при дальнейшем бурении скважины с буровым раствором высокой плотнос­ти. По данным фирмы "Холибуртон", применение смеси бен-гам обеспечило успех в 80 % случаев, когда никакие обычные материалы и методы не давали положительных результатов. На основании приведенных выше материалов можно прийти к заключению, что, по-видимому, неудачные попытки ликви­дации поглощений с помощью бенгама следует в основном отнести за счет весьма большого объема каверн и карстовых пустот (когда применение любых закупоривающих материа­лов по аналогичной технологии становится нецелесообраз­ным) или неточных определений местоположения поглоща­ющего пласта. 3.2.2. ТАМПОНАЖНЫЕ РАСТВОРЫ НА ОСНОВЕ ПОЛИМЕРОВ Полимерные тампонажные растворы имеют следующие преимущества перед растворами минеральных вяжущих веществ: малую плотность, удобство регулирования сроков схватывания, хорошую фильтруемость в пористых средах, отсутствие проницаемости тампонажного камня, вы­сокую прочность и стойкость к агрессии камня. 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 моче-виноформальдегидной (карбамидной) смолы М-19-62, отверж-даемой 30%-ным водным раствором хлорного железа. При перемешивании смолы с отвердителем через определенное 190

	Таблица 3.8
	Свойства смеси СКМ-19
	Добавка Сроки схватывания, Прочность > через 6 ч, Темпера- хлорного ч-мин МПа тура, °С железа, % (от массы начало конец на изгиб на сжатие смолы) 24 2 0-90 0-17 15* 30 1 0-50 1-10 15 30 0,5 2-00 3-00 15 30 50 0,3 0-30 1-40 14 26 0,2 0-50 1-00 12,7 24,2 0,1 3-30 4-35 2,4 3,8 70 0,25 0-25 0-40 5,6 12,7 0,13 1-25 1-35 1,8 2,5 0,08 2-00 2-30 0,3 0,3 90 0,08 0-50 1-05 1,6 4,2 0,03 2-20 3-20 1,1 0,5 0,01 3-25 4-30 - 0,4 'Разрушение образца на МИИ-100 и ПСУ-10 не происходит ввиду его высокой упругости.
	время происходит потеря текучести, а затем интенсивное от­верждение смолы и быстрое нарастание прочности тампо-нажного камня (табл. 3.8). Для улучшения изолирующей способности в смесь реко­мендуется вводить 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 приготавливают на основе во-донерастворимого 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 (табл. 3.9). 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 191

	Таблица 3.9
	Сроки схватывания и прочность тампонажной смеси ТС-ФА Объемная доля, Темпе- Давле- Сроки схваты- Прочность че- % ратура, ние, вания, ч-мин рез 24 ч, МПа моно- раст- °С МПа на на мера вора начало конец сжатие изгиб 96,5 3,5 100 0,1 1-35 2-05 _ _ 96,5 3,5 100 30 1-20 2-30 10,5 Плас- тичная 98 2 140 0,1 3-30 4-30 _ _ 98 2 140 30 3-00 4-00 18,5 14,8 99 1 180 0,1 2-40 3-00 _ _ 99 1 180 30 1-20 2-40 33 10
	оказывают замедляющее действие на отверждение смеси ТС-ФА и поэтому при вводе в смесь наполнителей количест­во отвердителя увеличивают. Смесь на основе латексов. Во ВНИИБТ разработаны там-понажные смеси на основе малоконцентрированных латексов (СКМС-ЗОАРК, ДВХБ-70, ДВМП-ЮХ и СПС-ЗОИКПХ) 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 % 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 наполнителей (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 192

	Таблица 3.10
	Свойства смеси, приготовленной с использованием альметьевского глинопорошка
	Соотноше­ние латек­са и 40%-ного гли­нистого раствора Массовая доля компонентов, % Плот­ность, г/см3 Густота по ГОСТ 310.3-76, мм Давле­ние, МПа латекс глинопо-рошок вода 1:1,5 1:1 1,5:1 34,7 44,4 54,5 26,1 22,3 18,2 39,2 33,3 27,3 1,12 10 29 30 1,6 3,2 5
	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. Для временной изоляции зон поглощений в трещиноватых и кавернозных породах в Пермском филиале ВНИИБТ раз­работана смесь на основе латекса марки СКС-50 ГКП и гли­нистого раствора. В табл. 3.10 приведены свойства смеси, при­готовленной с использованием альметьевского глинопорошка.
	3.2.3. ТАМПОНАЖНЫЕ ПАСТЫ Тампонажные пасты приготавливают на гли­нистой основе или на основе неорганических вяжущих ве­ществ. Пасты на глинистой основе представляют собой вы­соковязкие тампоны, которые применяют для проведения тампонажных работ по снижению интенсивности поглоще­ния с последующим закачиванием БСС или как самостоя­тельные изолирующие смеси при низкой интенсивности по­глощения. Пасты на основе неорганических вяжущих ве­ществ являются твердеющими и со временем превращаются в тампонажный камень достаточной прочности. Ниже описаны пасты, наиболее широко используемые при изоляционных работах. Вязкая тампонажная паста (Bill) обладает повышенной пластической прочностью, приготавливается с помощью це­ментировочного агрегата по рецептурам, приведенным в табл. 3.11. 193

	Таблица 3.11
	Рекомендуемые рецептуры вязкой тампонажной пасты
	Состав, % Плот­ность, г/см3 Вяз­кость, с снс1/10, Па Показа­тель филь­трации, см3/30 мин Толщи­на гли­нистой корки, мм бенто­нит вода добавка, % от объема раствора 13* 60" 60" 87 40 40 СаС12-0,5 СаС12-1,5 Цемент-0,5 1,08 1,28 1,28 40 46 125 6/7,5 7,5/9 6,9/6,9 30 39 44 4 7 10 * Иджеванский бентонит. " Биклянская комовая глина или альметьевский глинопорошок.
	Паста применяется для изоляции мелких поглощающих каналов, оценки поглощающей способности скважины и вы­бора последующего направления ведения изоляционных ра­бот, а также для определения возможности перехода на про­мывку скважин глинистым раствором. Гипаноглинистая паста (ГГП) получается смешением гли­нистого раствора, приготовленного на 15-20%-ном растворе хлорида кальция, с раствором гипана 8-10%-ной концентра­ции. В раствор добавляют наполнитель из расчета 20-30 кг на 1 м3 раствора. На буровой смесь приготавливают двумя це­ментировочными агрегатами. В емкости одного готовят мине­рализованный буровой раствор с наполнителем, а в емкость другого заливают гипан. Двумя агрегатами одновременно за­качивают равные объемы компонентов смеси в скважину че­рез тройник. Смесь продавливают в зону поглощения при закрытом превенторе: при этом в стволе оставляют столб смеси, превышающий мощность пласта не менее чем на 10 м. На 4-6 м3 гипана расходуется 5-6 м3 бурового раствора и 100-150 кг наполнителя. Термостойкость смеси до 180 °С. Полиакриламидглинистая паста (ПГП) образуется смеше­нием 1%-ного раствора полиакриламида с минерализованным глинистым раствором в соотношении 1:3. Вязкость глинисто­го раствора должна быть не более 45 с по ПВ-5. Компоненты смеси с помощью двух ЦА подают в тройник, а затем по ко­лонне бурильных труб нагнетают в зону поглощения. Соляроцементная паста (ПТЦ) получается смешением в тройнике-смесителе цементного раствора на водной основе плотностью 1,8 г/см3 с соляроцементным раствором плотнос­тью 1,2-1,45 г/см3. При смешении указанных растворов в со­отношении 0,6:1,3 получают пасты с пластической прочнос- 194

	тью 1,8-2 кПа, а в соотношении 0,5:0,9 пластическая проч­ность достигает 5 кПа. Сроки схватывания смеси регулируют добавками хлорида кальция. Соотношение объемов исход­ных растворов контролируют по их одновременному расходу. Цементно-глинистую пасту (ПТЦГ) приготавливают сме­шением в тройнике-смесителе цементного раствора на вод­ной основе с соляроглинистым раствором. Плотность це­ментного раствора 1,84 г/см3, а растекаемость 18-20 см; плотность соляроглинистого раствора 1,24-1,26 г/см3. Сроки схватывания ПТЦГ регулируются добавлением ускорителей схватывания (табл. 3.12). Начальная пластическая прочность тампонажной пасты зависит от соотношения объемов перемешиваемых раство­ров и плотности соляроглинистого раствора. Увеличение как содержания бурового раствора, так и его плотности при­водит к повышению пластической прочности. Хорошая про-качиваемость по бурильным трубам и высокая эффектив­ность при тампонировании зон интенсивных поглощений от­мечаются у паст с начальной пластической прочностью 1,8-2,5 кПа. Глиноцементная паста с сернокислым глиноземом пред­ставляет собой нерастекаемую массу, которая при перемеши­вании приобретает пластическую прочность 0,8-8,3 кПа. По­сле прекращения перемешивания происходит интенсивный рост прочности структуры. Смесь рекомендуется использо­вать при поглощении свыше 20-30 м3/ч. При большей интен­сивности поглощения рекомендуется периодически прекра­щать закачивание продавочной жидкости на 10-15 мин после начала поступления смеси в пласт. До начала операции цемент и глинопорошок затаривают равномерно в бункер цементно-смесительной машины, а сернокислый глинозем растворяют в воде затворения, кон-
	Таблица 3.12 Зависимость сроков схватывания ПТЦГ от содержания CaClj
	Содержание СаС12, % (от мас­сы цемента) Сроки схватывания, ч-мин начало конец 3 5 7 10 5-20 3-40 2-30 2-00 1-30 8-30 5-20 3-20 3-10 3-00
	195

	Таблица 3.13
	Рецептуры паст
	Добавка на 100 г цемента Пластиче- Скорость pnnlln ская проч- восстано- Прочность Бенто- Серно- Вода, Плот- ность через вления на сжатие нит, г кислый г/см3 ность, 60 мин структуры, через 1 сут, глино- г/см3 перемеши- кПа/мин МПа зем, г вания, кПа 20 3 75 1,76 3,8 0,35 2 30 3 90 1,67 2,2 0,27 3 40 3 105 1,65 1,4 0,18 2,3 50 3 120 1,68 1,6 0,22 1,4 20 6 85 1,7 1,8 0,15 2,1 30 6 95 1,67 4,8 0,14 2,5 40 6 110 1,64 6,3 0,7 1,4 50 6 125 1,62 3,6 0,11 1,7
	центрацию которого контролируют по плотности раствора. После затворения тампонажную пасту закачивают в зону по­глощения непосредственно по стволу скважины. Рекоменду­ется применять эти пасты до глубин 2000 м. Рецептуры паст и соответствующие им свойства приведе­ны в табл. 3.13. Глиноцем ентная паста с полиакриламидом (ГЦППАА) пред­ставляет собой высокоструктурированную тампонажную смесь плотностью 1,33-1,4 г/см3 и высокой пластической прочностью. Смесь получают непосредственно в скважине при одновре­менной подаче в соотношении 1:1 цементного раствора плот­ностью 1,5 г/см3, затворенного на водном растворе полиакрил-амида концентрацией 0,25-0,3 %, и глинистого раствора вяз­костью 45 с по ПВ-5. Цементный раствор подается в буриль­ные трубы, а глинистый раствор - в затрубное пространство. Метасоцементную пасту (МЦП) получают вводом водно-щелочного раствора 10-15 % метаса в цементную суспензию, приготовленную на водном растворе хлорида кальция. Состав и свойства метасоцементных паст следующие. Массовая часть компонента на 100 массовых частей цемента: метас................................................      0,4        0,25      0,5        0,75 хлорид кальция............................      5          5          10         10 Водоцементное отношение.........      0,5        0,45      0,4        0,4 Густота по ГОСТ 310.3-76, мм....      33        6          9           12 Сроки схватывания, ч-мин: начало..............................................       2-50     3-00     2-50      1-20 конец...............................................      4-05     6-10     3-50      3-20 При растекаемости цементного раствора более 19 см по конусу АзНИИ в смесь следует вводить 2 % глинопорошка (от массы сухого цемента) или наполнителя. Приготавливают 196

	МЦП следующим образом. В емкость ЦА наливают воду и растворяют в ней кальцинированную соду, после чего туда засыпают метас и растворяют его посредством круговой циркуляции, периодически измеряя вязкость водно-щелоч­ного раствора. По достижении необходимой вязкости цирку­ляцию прекращают. Цементный раствор приготавливают на водном растворе хлорида кальция с помощью второго цемен­тировочного агрегата и закачивают его в бурильные трубы одновременно с щелочным раствором метаса. Гипсоцементная паста (ГЦП) образуется смешением це­ментного раствора, приготовленного на водном растворе хлорида кальция, с цементным раствором, содержащим рас­твор гипана 10%-ной концентрации, при следующем соотно­шении компонентов (массовая часть): портландцемент 100, гипан 0,7-1, хлорид кальция 3-5, вода 50-60. Ниже приведены состав и свойства ГЦП. Массовая часть компонента на 100 массовых частей цемента: гипан (10%-ный раствор)......    0,9          1             11 хлорид кальция.........................    3,5         3,5          3,5        5 Водоцементное отношение......    0,5         0,6          0,6        0,6 Пластическая прочность, кПа     4,5         2,5          4          2,2 Сроки загустевания, ч-мин......    0-40       1-20        1-00     0-40 Сроки схватывания, ч-мин: начало..........................................    2-35       3-30        2-50     2-45 конец...........................................    3-45       4-45        4-20     3-45 Следует учитывать, что при введении гипана в цементный раствор, содержащий более 2 % хлорида кальция, могут воз­никнуть затруднения из-за образования в растворе отдельных полимерных сгустков. Полиакриламидцементную пасту (ПААЦП) получают сме­шением цементной суспензии, приготовленной на водном растворе полиакриламида, с цементной суспензией на основе водного раствора хлорида кальция при следующем соотно­шении компонентов (массовая часть): портландцемент 100, ПАА (основное вещество) 0,14-0,2, хлорид кальция 3,5-5, вода 55-60. Состав и свойства ПААЦП с содержанием ПАА 0,1-0,15 % от массы цемента приведены ниже. Массовая часть компонента на 100 массовых частей цемента: бентонит........................................      -          1 хлорид кальция............................      3,5       5 Водоцементное отношение.........      0,55      0,6 Густота по ГОСТ 310.3-76, мм....      8          12 Пластическая прочность, кПа....       1,8       2,9 Сроки загустевания, ч-мин..........      2-55     1-00 Сроки схватывания, ч-мин:
		начало.............................................. 3-30 5-00 конец............................................... 2-30 6-55
	197

	Полиакриламидцементную пасту (ГЦПААЦП) приготавли­вают смешением цементной суспензии, приготовленной на водном растворе полиакриламида, с цементной суспензией на основе водного раствора хлористого кальция при следующем соотношении компонентов (массовая часть): портландцемент 100, ПАА (основное вещество) 0,05-0,2, сода кальцинирован­ная 0,012-0,05, хлорид кальция 3,5-5, вода 45-50. Ниже приведены состав и свойства ГЦПААЦП с содержа­нием 0,15 % ПАА и 0,04 % соды. Содержание СаС12 на 100 массовых частей цемента, %...................................     3,5        3,5        4 Водоцементное отношение.................     0,5        0,45      0,45 Густота по ГОСТ 310.3-98, мм...........     33        36         34 Пластическая прочность, кПа............     3          4          3,5 Сроки загустевания, ч-мин.................     1-40     1-30      1-30 Сроки схватывания, ч-мин: начало.....................................................     2-55     2-40      2-10 конец......................................................     4-40     4-00      3-30 Содовый компонент повышает активность ПАА и закупо­ривающие свойства пасты. При необходимости в пасты ПААЦП и ГЦПААЦП можно добавлять до 1-2 % наполнителя. Магнезиальную          полиакриламидцементную          пасту (МПААЦП) получают впрыскиваниемраствораПАА2,5-3%-ной концентрации в магнезиально-цементную суспензию, приго­товленную на растворе хлорида кальция, при следующем со­отношении компонентов (массовая часть): портландцемент 100, каустический магнезит 5-10, ПАА 0,15-0,2, хлорид каль­ция 3-5-5, вода 45-50. Свойства МПААЦП с содержанием ПАА 0,15 %, магнезита 10 % и воды 50 % приведены ниже (плотность 1,82 г/см3). Содержание СаС12 на 100 массовых частей цемента, %...................................     4          5 Густота по ГОСТ 310.3-76, мм...........     37         36 Пластическая прочность, кПа............     59        54 Сроки схватывания, ч-мин: начало.....................................................     1-50     0-45 конец......................................................     2-25     2-10 МПААЦП рекомендуется применять для изоляции зон по­глощений в надсолевых трещиноватых коллекторах. Гипаноцементные и полиакриламидцементные пасты ус­пешно применяются в "Пермнефти" для изоляции зон погло­щений в пещеристо-трещиноватых закарстованных коллек­торах.

	3.3. СПОСОБЫ И ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ДЛЯ БОРЬБЫ С ПОГЛОЩЕНИЯМИ 3.3.1. ИЗОЛЯЦИЯ ПРОНИЦАЕМЫХ ПЛАСТОВ БЫСТРОСХВАТЫВАЮЩИМИСЯ СМЕСЯМИ С ТРАНСПОРТИРОВКОЙ ИХ КОМПОНЕНТОВ В ЗОНУ ПОГЛОЩЕНИЯ Из-за влияния многочисленных факторов ликвидация поглощений буровых растворов связана со зна­чительным числом неудачных заливок и соответственно с большими затратами средств и времени из-за необходимости транспортировки смесей к зоне поглощения, тогда как свой­ства смеси в процессе движения по трубам изменяются. Для сохранения тампонирующих свойств смесей разрабо­тан способ изоляции с вводом в тампонажные смеси напол­нителей, полимерных материалов или ускорителей сроков схватывания непосредственно у зоны поглощения. Сущность способа заключается в транспортировке напол­нителей, отвердителей или ускорителей сроков схватывания в сосудах (полиэтиленовых, резиновых, хлорвиниловых и т.д.) совместно с тампонажной смесью через спущенные в сква­жину бурильные трубы. При выходе из бурильных труб обо­лочка сосудов разрушается с помощью ножей, и в тампо-нажную смесь вводятся дополнительные компоненты, причем сосуды, разрезанные ножами, сами являются наполнителями и увеличивают эффективность изоляции. Известны следующие способы изоляции с приготовлением БСС у зоны поглощения. 1.  Последовательное нагнетание в скважину составляющих компонентов БСС по колонне бурильных труб (рис. 3.5). Не­достатком способа является неравномерное перемешивание цементного раствора с ускорителем схватывания, часть обра­зующейся смеси разбавляется водой. 2.  Параллельная доставка составляющих компонентов БСС по двум колоннам бурильных труб (рис. 3.6, схемы II, III, IV, V). Ввиду сложной техники и технологии цементирования эти способы не получили применения. 3.  Доставка в зону поглощения ускорителей сроков схва­тывания тампонажных смесей в специальных устройствах (рис. 3.6, схемы VI, VII, VIII, IX). Громоздкость устройств и 199

		Рис. 3.5. Схема раздельной транспортировки компо­нентов БСС до поглощающего пласта по одной колонне бурильных труб: 1 - воронка; 2 - бурильные трубы; 3 - ствол скважи­ны; 4 - полиэтиленовые сосуды с ускорителем; 5 -тампонажная смесь; 6 - пакер с ножами
	Рис. 3.6. Схемы способов изоляции поглощающих пластов БСС с вводом ус­корителей сроков схватывания у зоны поглощения. Последовательное нагне­тание в скважину составляющих компонентов БСС: I-V - параллельная доставка составляющих компонентов БСС до зоны по­глощения по двум колоннам труб: 1 - бурильная труба; 2 - ствол скважины; 3 - цементный раствор; 4 - вода; 5 - ускоритель; 6 - перфорированные трубки; 7 - резиновый уплотнитель; 8 - корпус смесителя; 9 - седло; 10 -штифт; 11 - манжета; 12 - кожух; 13 - пакер; 14 - внутренняя труба; VI- IX -  устройства для доставки ускорителя сроков схватывания тампонажного раствора до зоны поглощения: 1 - переводник; 2 - внутренняя труба; 3 - корпус; 4 - регулировочное кольцо; 5 - пробка; 6 - конус; 7 - кулачок; 8 -  втулка; 9 - инжекторный дозатор; 10 - шпилька; 11 - шар; 12 - пружина; 13 - сетка; 14 - штифт; 15 - дозировочная шайба; 16 - манжета; 17 - ци­линдр; 18 - кожух; X - устройство для освобождения ускорителей сроков схватывания из полиэтиленовых сосудов, транспортируемых совместно с тампонажной смесью: 1 - корпус; 2 - упор; 3 - кожух; 4 - отверстия; 5 -манжеты; 6, 9 - штифт; 7 - шар; 8 - седло; 10 - пружины; 11 - ножи; 12 - па­зы

	опасность прихвата не позволили широко внедрить их для изоляции зон поглощений. Преимущество разработанного в ТатНИПИнефти способа -возможность раздельной транспортировки по одной колонне бурильных труб до поглощающего пласта сразу нескольких компонентов БСС. Это особенно важно при использовании тампонажных смесей из полимерных материалов, так как в сосуды можно поочередно добавлять смолу, пластификатор, отвердитель и другие наполнители. Такой способ позволит проводить изоляционные работы без применения цементиро­вочных агрегатов (используя буровые насосы), что очень важно в условиях бурения. При использовании этого способа в объединении Тат­нефть оболочки для транспортировки компонентов БСС бы­ли изготовлены из полиэтиленовой пленки толщиной 0,2 мм и длиной 60 см. Ширина оболочек принималась такой, чтобы после заполнения ускорителем ее диаметр был на 2 см мень­ше внутреннего диаметра бурильных труб. Для улучшения перемешивания тампонажной смеси с уско­рителем и предотвращения попадания ее за колонну буриль­ных труб разработано специальное устройство (рис. 3.6, схе­ма X). При изоляционных работах его спускают в скважину на бурильных трубах и устанавливают над кровлей зоны погло­щения. В бурильные трубы бросают шар 7, который садится на седло 8. Нагнетанием жидкости создают перепад давления, передающийся через радиальные отверстия 4 в рабочую ка­меру пакера. Штифты 6 срезаются, и кожух 3 пакера, под­нимаясь вверх до упора 2, освобождает уплотнительные ман­жеты 5, которые перекрывают затрубное пространство. Дальнейшим повышением давления в бурильных трубах срезаются штифты 9 и освобождается внутренний канал уст­ройства. Сосуды с наполнителем, проходя через устройство, разре­заются ножами 11, подвешенными шарнирно в пазах 12 и выдвинутыми внутрь корпуса с помощью пластинчатых пру­жин 10. Спиральные канавки внутри корпуса 1 создают вра­щательное движение потоку и сосудам, способствуя лучшему перемешиванию ускорителя с тампонажной смесью. Наибольший интерес представляют цементно-полимерный раствор (ЦПР) с добавлением отвердителя, цементный рас­твор с добавлением жидкого стекла или латекса. Цементно-полимерный раствор до введения отвердителя приготавливают из следующих компонентов: цемента, смолы ТСД-9, воды, формалина. 201

	Перспективной тампонажной смесью для применения по предлагаемой технологии изоляции является цементный рас­твор с содержанием 10 % СаС12 с добавлением у зоны по­глощения латекса. При добавлении латекса в цементный или глинистый рас­твор он мгновенно превращается в резиноподобную массу. Успешные испытания способа с раздельной транспортиров­кой компонентов БСС были проведены на многих скважинах объединения Татнефть.
	3.3.2. ИЗОЛЯЦИЯ ПОГЛОЩАЮЩИХ ГОРИЗОНТОВ С ПОЛНЫМ ВЫТЕСНЕНИЕМ ТАМПОНАЖНОЙ СМЕСИ В ПЛАСТ В ТатНИПИнефти разработан способ изоля­ции поглощающих горизонтов с полным вытеснением там­понажной смеси из скважины в пласт. Сущность этого спо­соба заключается в следующем. Тампонажную смесь закачи­вают в скважину через бурильные трубы, снабженные паке-ром, а затем полностью продавливают в поглощающий гори­зонт высоковязкой жидкостью плотностью, определяемой из расчета достижения равновесия в системе скважина - пласт. Это давление можно определить, например, по результатам исследования поглощающего горизонта существующими спо­собами. Для продавливания можно использовать имеющийся на буровой глинистый раствор, который необходимо утяже­лить до требуемой плотности и, если необходимо, повысить его вязкость путем ввода химических реагентов или глины. После закачки тампонажной смеси в пласт бурильные трубы и пакер оставляют в скважине на время ОЗЦ (если нет зон обвалов выше установки пакера), а затем путем опрес-совки этого горизонта проверяют качество изоляционных работ. Если изоляция пласта не достигнута, осуществляют повторную закачку и продавливание тампонажной смеси в пласт описанным выше способом. Эти операции можно по­вторять до полной изоляции пласта. При изоляции зон по­глощения по предложенной технологии количество цемента и число операций были меньшими.
	202

	3.3.3. ИЗОЛЯЦИЯ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ С ПОМОЩЬЮ ПЕРЕКРЫВАЮЩИХ УСТРОЙСТВ В 1965 г. этот метод изоляции зон поглощения при бурении скважин стал широко применяться в районах Западного Техаса и Скалистых гор. Специальное устройство применяют для перекрытия и цементирования каверн и тре­щиноватых пород. Конструкция его очень проста, и спуск в скважину несложен. После цементирования детали, выпол­ненные из алюминия, легко разбуриваются вместе с цемент­ной пробкой. Устройство состоит из алюминиевого сердеч­ника со стабилизатором, нейлонового мешка, надетого на сердечник и закрепленного на нем, и шарового запорного клапана. Устройство спускают в скважину и устанавливают в зоне поглощения. Обычный раствор портландцемента без добавок нагнетают через шариковый запорный клапан и за­тем через отверстия алюминиевого сердечника - в нейлоно­вый мешок. Вода просачивается через него, оставляя в нем обезвоженный цемент. После заполнения мешка цементом насос выключается, и шариковый клапан закрывается. Колонну труб, соединенную с устройством на левой резь­бе, отвинчивают и поднимают из скважины. После 12-часовой выдержки цементную пробку вместе с устройством разбуривают. Перед спуском данного устройства в скважину необходи­мо исследовать зону поглощения каверномером, чтобы опре­делить ее особенности и получить данные, необходимые для определения потребного объема цементного раствора и, сле­довательно, размеры нейлонового мешка. Затем с помощью объемного расходомера определяют местоположение зоны поглощения и ее протяженность, так как нейлоновые мешки изготовляются разных размеров. Выбирая приспособление, необходимо учитывать, что зона поглощения должна быть перекрыта сверху и снизу на 1,5 м. Длина нейлоновых меш­ков для изоляции зон поглощений составляет от 3 до 9 м, диаметр - от 15 до 20". Чтобы после разбуривания устройст­ва и цементной пробки не нарушить изоляцию зоны погло­щения, скважина должна иметь в этом интервале диаметр не менее 6". В случае необходимости перед спуском устройства зону поглощения расширяют. При монтаже и спуске устройства необходимо соблюдать некоторые меры предосторожности: не курить, так как ней- 203

	лоновый мешок легко воспламеняется; спускать приспособ­ление медленно, поскольку алюминиевые детали не выдержи­вают веса бурильных труб и резких ударов при столкновени­ях с каким-либо препятствием. При небольшой скорости спуска заостренный конец алюминиевого стабилизатора легче проходит через скопившийся в зоне поглощения шлам. При подсчете требуемого количества цемента обычно бе­рут излишек - около 30 %, чтобы компенсировать его усадку при затвердении и ошибки, возможные при замерах кавер­номером. При цементировании соблюдают определенную последова­тельность. 1.  Промывают скважину, чтобы удалить шлам. 2.  Спускают устройство. 3.   Через бурильную колонну и устройство прокачивают 1,5-1,6 м3 воды с расходом 1,8 л/с, чтобы расправить нейло­новый мешок. 4.   В мешок продавливают цементный раствор со скоро­стью 1,8 л/с. В качестве буферной жидкости в скважину сна­чала закачивают чистую воду в объеме около 0,8 м3, а уже затем - расчетный объем бурового раствора. Цементный раствор под воздействием высокой температуры и давления может образовать цементную пробку в зоне расположения шарового клапана. Перемычка может быть разрушена в ре­зультате временного увеличения давления нагнетания. Однако, если мешок заполнен цементом, давление выше 3,15 МПа может разорвать его. 5.  Через 30 мин после заполнения мешка цементом бу­рильные трубы отсоединяют от устройства путем вращения вправо. 6.  После 12-часовой выдержки проверяют циркуляцию над цементной пробкой и, убедившись в отсутствии дополни­тельных зон поглощений, разбуривают цементную пробку и устройство с нагрузкой на долото не более 9 т. В отечественной практике эта идея была воплощена в способе использования металлического наконечника (ТатНИПИнефть).
	204

	3.3.4. ИЗОЛЯЦИЯ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ ТАМПОНАЖНЫМИ СМЕСЯМИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СПЕЦИАЛЬНЫХ ОБОЛОЧЕК ИЛИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН Для ликвидации так называемых "катастро­фических" поглощений бурового раствора, приуроченных к большим трещинам и кавернам, разработаны различные пе­рекрывающие устройства. Сущность этого способа изоляции зоны поглощения за­ключается в установке в интервале поглощения специальных проницаемых или непроницаемых оболочек. Брезентовая оболочка (рис. 3.7) имеет длину 4-8 м, а диа­метр ее подбирают в зависимости от размеров каверн. Обо­лочку помещают в корпус турбобура, закрытый снизу дере­вянной пробкой, и заполняют цементным раствором. Корпус турбобура спускают на бурильных трубах до интервала по­глощения, после чего из него путем нагнетания в трубы про­мывочной жидкости выдавливают пробку и брезентовую оболочку (рис. 3.8, схема I). Нейлоновая оболочка (рис. 3.8, схема II) применяется за рубежом. Диаметр ее 46-61 см. Нейлоновая оболочка при­креплена к перфорированной трубе из пластмассы при по­мощи ободов из нержавеющей стали. На каждом конце пер­форированной трубы находятся центраторы из жесткой ре­зины или цемента. По всей длине оболочки через каждые 0,3 м к ней прикреплены резиновые манжеты, предохраня­ющие ее от разрушения. Приспособление с помощью левой резьбы присоединяют к концу бурильной колонны и опус­кают в скважину. После закачки в него цементного раствора вращением вправо бурильную колонну отсоединяют и извле­кают из скважины. После периода ОЗЦ все части приспособ­ления и цементную пробку разбуривают. Капроновая сетка и устройство для транспортировки ее до зоны поглощения УПП-2 (рис. 3.8, схема III) предложены ВНИИБТ. Диаметр сетки 2-3 м, размер ячейки 5x5 мм. Капроновую сетку укладывают и укрепляют на дюралевой перфорированной трубе. УПП-2 на бурильных трубах опускают до подошвы по­глощающего пласта. В бурильные трубы бросают пробку, которую продавливают промывочной жидкостью. Пробка садится на седло в башмаке и перекрывает его отверстие. При дальнейшем прокачивании жидкости вследствие повы­шения давления срезаются штифты, удерживающие башмак. 205

	Рис. 3.7. Приспособление для изоляции зон поглощения: 1 - установочная втулка; 2 - ле­вая резьба; 3 - верхний стаби­лизатор (алюминиевый); 4 - ша­риковый запорный клапан; 5 -медная пружина; 6 - алюминие­вая прокладка; 7, 11 - зажим; 8 - алюминиевая труба сердечни­ка с наружным диаметром 23/4" и внутренним - 2"; 9 - нейло­новый мешок необходимого диаметра; 10 - девять отверстий диаметром 7/8"; 12 - нижний стабилизатор (алюминиевый)
	Башмак с перфорированной трубой и укрепленной на ней сеткой выходит из защитного кожуха. Затем прокачивают тампонажную смесь с добавкой наполнителя (кожа-"горох"). После периода ОЗЦ перфорированную трубу, башмак и пробку разбуривают вместе с цементным стаканом. Дюралевая кассета (рис. 3.8, схема IV) предложена Куй-бышевНИИНП. Дюралевый лист длиной 8-10 м при помощи специальной установки свертывают в трубу с навинченным на нее переводником, а снизу укрепляют башмак на штиф­тах. На переводнике и башмаке имеются специальные цилин­дрические выступы, на которых устанавливают свернутую кассету. Затем трубу с кассетой укрепляют в защитном ко­жухе при помощи штифтов. Устройство на бурильных трубах спускают в скважину до кровли поглощающего пласта. Предварительно интервал по­глощения при помощи специального расширителя увеличива­ют в диаметре. 206

		w		-27 ■28
		\	A3 -6 -19
	Рис. З.8. Перекрывающие устройства: 1 - переводник; 2 - обратный клапан; 3 - корпус; 4 - брезентовая оболочка; 5 - цементный раствор; 6 - штифт; 7 - башмак; 8 - хомут; 9 - перфориро­ванная труба; 10 - нейлоновая оболочка; 11 - резиновое кольцо; 12 - предо­хранительное кольцо; 13 - внутренняя труба; 14 - центратор; 15 - капроно­вая сетка; 16 - кожух; 17 - якорь; 18 - пробка; 19 - дюралевая кассета; 20 -шар; 21 - поршень; 22 - ограничитель; 23 - трос; 24 - штанга; 25 - прорези­ненный рукав; 26 - замок; 27 - бурильная труба; 28 - полиэтиленовая или поролоновая оболочка; 29 - шпилька
	В бурильные трубы бросают шар из легкоразбуриваемого материала, который перекрывает отверстие в башмаке. При закачке в бурильные трубы промывочной жидкости создает­ся давление и срезаются штифты, удерживающие внутрен­нюю трубу. Кассета вместе с внутренней трубой перемещает­ся вниз до упора на кожухе. При дальнейшем повышении давления срезаются штифты, удерживающие башмак, и ниж­няя часть кассеты освобождается. Чтобы освободить верх­нюю часть, бурильные трубы поднимают. За счет упругих сил кассета разворачивается в расширенной части ствола сква­жины. Затем закачивают цементный раствор. 207

	Прорезиненный рукав и устройство для доставки его до зоны поглощения (рис. 3.8, схема V) разработаны в Тат-НИПИнефти. Устройство спускают в скважину на бурильных трубах и устанавливают в расширенной части ствола скважи­ны. После промывки скважины продавливают пробку до по­садки ее на поршень. За счет создаваемого перепада давления срезаются штифты. Поршень, штанги и замок перемещаются вниз, освобождая при этом тросы, удерживающие резиновый элемент, который за счет сил упругости и потока промывоч­ной жидкости, проходящей внутри труб и выходящей через отверстия в них, прижимается к стенкам скважины в расши­ренной части ее ствола. Далее по тем же каналам осуществ­ляют заливку цементного раствора. При подъеме инструмента прорезиненный рукав полностью освобождается от тросов. Устройство предназначено для применения в скважинах диа­метром 190 мм. Полиэтиленовая или поролоновая оболочка и устройство для доставки их до зоны поглощения предложены и разрабо­таны в б. ТатНИИ (рис. 3.8, схема VI). Устройство спускают в скважину и устанавливают в верху расширенной части ствола скважины. В бурильные трубы бросают шар, который пере­крывает отверстие в башмаке, и за счет создавшегося пере­пада давления срезаются шпильки. Перфорированная труба с укрепленными на ней при помощи штифтов башмаком и оболочкой перемещается вниз до упора на переводнике. Верхняя часть оболочки освобождается и за счет потока промывочной жидкости, выходящей через отверстия в пер­форированной трубе, прижимается к стенкам ствола скважи­ны в расширенной его части. Далее закачивают цементный раствор. При подъеме инструмента срезаются штифты и ос­вобождается перфорированная труба. Промышленные испытания такой оболочки были прове­дены на скважинах б. треста Альметьевбурнефть. Испытания показали эффективность применения такой оболочки. Когда существующие способы изоляции зон поглощения не дают положительных результатов, их перекрывают обсад­ными трубами. Сплошной колонной обсадных труб пере­крывают поглощающие пласты, залегающие на небольшой глубине. Башмак колонны при этом цементируют.
	208

	3.3.5. ИЗОЛЯЦИЯ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ С ПОМОЩЬЮ ВЗРЫВА При изоляции зон поглощения наибольшие трудности представляют зоны с повышенной интенсивностью поглощения, особенно при полной потере циркуляции. Для этих целей может быть использован взрыв в зоне поглоще­ния взрывчатых веществ (ВВ). Эффективность изоляции поглощающих горизонтов после взрыва будет зависеть от того, насколько уменьшится сече­ние поглощающих каналов, по которым происходит фильт­рация жидкости. Исследования на карьере показали, что взрывами цилинд­рических зарядов можно достигнуть снижения раскрытия вертикальных и горизонтальных трещин. Лучшие результаты по перекрытию вертикальных трещин получены в том слу­чае, когда заряд ВВ был несколько смещен от центра оси щели. Это обусловливает образование системы трещин раз­личной ширины, что приводит к увеличению объема дефор­мированного участка породы, способствуя смыканию щелей. При изоляции зон поглощения в скважинах, заполненных буровым (глинистым) раствором, раствор перемешивается с вяжущим веществом. Поэтому изменения, вызванные взры­вом в среде бурового раствора, могут существенно влиять на структурно-механические свойства вязкопластических жид­костей, применяемых для борьбы с поглощениями. Взрыв заряда резко снижает растекаемость и плотность бурового раствора. После обработки взрывом раствора плотностью 1,4 г/см3 получается нерастекаемый пенообраз­ный раствор, который остается стабильным в течение не­скольких суток. При взрыве образуются две зоны разрушения: зона раз­давливания породы и зона взрыва, или трещинообразований. Система радиальных и тангенциальных трещин во второй зоне наряду с существующими каналами поглощения приво­дит к образованию крупных кусков породы, больших, чем в первой зоне. За пределами второй зоны взрыв вызывает лишь упругопластичную деформацию или колебания среды. Разрушение, вызываемое взрывом, в обеих зонах приво­дит к снижению первоначальной интенсивности поглощения. Разногабаритные обломки из разрушенных взрывом пород увлекаются вязкопластичной жидкостью и перекрывают по­глощающие каналы. Выбор размера заряда определяется конкретными услови- 209

	ями скважины и зависит от мощности, механических свойств горных пород поглощающего пласта, состояния ствола сква­жины, параметров бурового раствора, заполняющего сква­жину, диаметра бурильного инструмента, конструкции торпе­ды и т.д. Для определения количества тампонажной смеси, значения заряда торпеды необходимо установить радиус раз­лома в первой зоне разрушения. При использовании ВВ для изоляции зон поглощений тре­буется точное определение границ поглощающего пласта с последующим расчленением его на участки с различной ин­тенсивностью поглощения. Открытый конец бурильных труб должен быть установлен в плотных породах, что требует ин­формации о степени нарушенности ствола скважины. На рис. 3.9 изображены схемы изоляции зон поглощений, предусматривающие использование взрывчатых веществ. По схеме / заряд ВВ устанавливается с учетом перекрытия интервала поглощения. Инициирование торпеды производит­ся в среде промывочной жидкости. После взрыва поглощаю­щие пласты перекрываются разногабаритными наполнителя­ми, образующимися в результате разрушения горных пород в стволе скважины, а в интервал поглощения проникают газо-
	Рис. 3.9. Схемы изоляции зон поглощений взрывным способом: 1 - скважина; 2 - кабель; 3 - торпеда; 4 - бурильные трубы; 5 - воронка; 6 - корпус контейнера; 7 - ускоритель; 8 - заряд ВВ; 9 - тампонажная смесь; 10 - заливочная головка; 11 — левый переводник; 12 - отверстия в переводни­ке; 13 - отверстия в контейнере 210

	образные продукты взрыва, вызывающие эффект "защем­ления". Известен также способ ликвидации полных уходов буро­вого раствора, который заключался в торпедировании кро­вельной части зоны поглощения. Однако такая технология работ вызывает существенные возражения. Обрушая моно­литную кровлю каверны, взрыв создает в ней зону трещин, сообщающихся с поглощающими каналами и являющихся путями фильтрации бурового раствора. Газообразные про­дукты взрыва незначительно проникают в поглощающий пласт, не достигается смыкания трещин за счет бокового скола их краев, не может быть уплотнения частиц пород, оседающих в каверне. Поэтому перекрытие зарядом ВВ выделенного интервала поглощения является обязательным условием для взрывного способа изоляции. Торпедирование зон поглощений в среде бурового раство­ра позволяет использовать более мощные заряды, чем в дру­гих схемах, и получить большее количество наполнителя и газообразных продуктов взрыва. Однако при этом нельзя полностью ликвидировать поглощение бурового раствора. Схема II отличается от / тем, что в зону поглощения на­гнетается тампонажная смесь и подрыв торпеды осуществля­ется во время прохождения в интервал поглощения последней порции смеси. Учитывая сложность спуска торпеды, если ствол скважины осложнен, и сильное перемешивание тампонажной смеси с промывочной жидкостью в скважине, по данной схеме реко­мендуется производить работы до глубины, не превышаю­щей 800-900 м. Схема III отличается от II тем, что торпеда спускается по бурильным трубам, тампонажная смесь закачивается через специальную головку по трубам. В рассматриваемой схеме диаметр торпеды меньше диаметра бурильных труб на 20 мм, поэтому эффективность изоляционных работ снижается. В каждом конкретном случае ограничение диаметра торпе­ды может быть вызвано искривлением скважины, осложнен-ностью разреза, параметрами бурового раствора и др. В схемах IV, Уи W используют эффект мгновенного твер­дения, полученный при вводе взрывом изолированного уско­рителя сроков схватывания в среду тампонажной смеси. По схеме IV тампонажная смесь закачивается по стволу скважины в зону поглощения. При взрыве заряда образуется мгновенно твердеющая смесь. Применение контейнера ус- 211

	ложняет изоляционные работы, ограничивает количество ус­корителя, затрудняет доставку снаряда к изолируемому ин­тервалу. Эта схема рекомендуется для изоляции пластовых вод в скважинах, обсаженных колоннами. Схема V отличается от IV тем, что спускаемый контейнер содержит три отсека: для заряда (внутренний), ускорителя (средний) и тампонажной смеси (внешний). Количество уско­рителя к объему смеси должно обеспечивать ее мгновенное твердение. Недостатки и область применения аналогичны схеме IV. Преимущество - отсутствует разбавление изолиру­ющих материалов пластовыми водами и буровым рас­твором. Изоляция поглощающего горизонта по схеме VI осуществ­ляется следующим образом. В скважину на трубах спускают контейнер, изготовленный из легкоразбуриваемого материа­ла, который устанавливают против поглощающего пласта. Кольцевое пространство контейнера заполняется ускорите­лем схватывания тампонажной смеси. Длина контейнера вы­бирается такой, чтобы он перекрывал зону поглощения. Да­лее по внутреннему пространству труб на кабеле спускают заряд ВВ. Точная установка торпеды обеспечивается прокачи­ванием 0,5-1 м3 бурового раствора. Затем в трубы нагнетает­ся тампонажная смесь, которая через окна в левом перевод­нике (последний находится у торпеды) попадает в затрубное пространство. При обтекании смесью контейнера произво­дится подрыв заряда, который, разрушая оболочку, равно­мерно перемешивает ускоритель в тампонажной среде, одно­временно оказывая каталитическое действие на процесс вза­имодействия между ними. В результате этого тампонажная смесь мгновенно твердеет. Во избежание прихвата труб не­обходимо, чтобы расстояние от верхней части торпеды до левого переводника было больше зоны гидравлического дей­ствия. Основным недостатком рассматриваемого случая изо­ляции является применение герметичного контейнера, услож­няющего проведение изоляционных работ и ограничивающе­го количество вводимого взрывом ускорителя. Наиболее перспективными являются торпеды, спускаемые на каротажном кабеле, позволяющие сократить время на спускоподъемные операции. Основным недостатком торпед, применяемых при изоля­ции зон поглощений, является то, что форма их заряда (сплошной цилиндрический заряд) создает при взрыве фронт ударной волны, который при совпадении осей скважины и заряда одновременно достигает всех точек сечения скважины. 212

	В результате этого трещины, находящиеся в этом сечении, будут испытывать напряжения радиального направления, что может привести к еще большему их расширению и, следова­тельно, повышению интенсивности поглощения. Изоляция зон поглощения взрывом в среде бурового рас­твора проведена в нескольких скважинах. Результаты поло­жительные.
	3.4. ИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ С ПАКЕРАМИ Для предупреждения перемешивания тампо-нажной смеси с буровым раствором в скважине при доведе­нии ее до зоны поглощения и для разобщения нескольких поглощающих пластов необходимо иметь пакер. С помощью пакера можно также задавить смесь в зону поглощения и исследовать приемистость поглощающих пластов при давле­ниях, возможных в процессе дальнейшей проводки скважи­ны или при ее креплении. Существующие конструкции пакеров, применяемые при изоляции поглощающих пластов, подразделяют на две груп­пы: многократного использования (извлекаемые) и разбури­ваемые. 3.4.1. ПАКЕРЫ ИЗВЛЕКАЕМЫЕ Пакеры с якорным устройством. К пакерам с упором о стенки скважины относятся пакеры, резиновый элемент которых деформируется от воздействия на него веса колонны бурильных труб, а якорное устройство устанавлива­ется в рабочее положение при помощи груза, вращением ин­струмента или за счет перепада давления, создаваемого в бу­рильных трубах нагнетанием промывочной жидкости. Паке­ры этого типа (рис. 3.10, схемы I, II, III, IV, V, VI, VII) имеют простую конструкцию, однако не всегда надежны в работе, а иногда требуют дополнительных приспособлений для извле­чения груза. Основными недостатками перечисленных выше пакеров являются: 1) при работе с пакерами схем I, III, IV необходимо до­полнительное оборудование (лебедка, трос, груз); 213

	2)  наличие штуцера в пакерах схем I, II, VII искажает дан­ные исследования и не позволяет залавливать в пласты высо­ковязкие тампонажные смеси с крупными наполнителями; 3)  у пакера схемы / якорь применяется лишь для опреде­ленного диаметра, причем породы в месте установки пакера должны обладать определенной прочностью; 4)  в пакере схемы V трудоемок процесс вывода якоря в рабочее положение; 5)  пакер схемы VI не может использоваться многократно без подъема его из скважины для установки штуцера. С учетом перечисленных недостатков в ТатНИПИнефти разработан гидравлико-механический пакер А19М, который прошел широкие промышленные испытания. Пакер выпус­кается серийно. Гидравлико-механический пакер А19М2 ТатНИПИнефти состоит из переводника 1 (рис. 3.11, а), ствола 2, резиновых элементов 3 с ограничительным элементом 4, якорного уст­ройства и подвески с секторами. Якорное устройство вклю­чает в себя плунжер 10 с конусом 5, обойму 8 с плашками 6, пружину 9, втулку 11, цилиндр 12, манжету 14, кольцо 15 и винт 13. В нижней части ствола пакера расположены подвес­ка 17 и секторы 19 на пальцах 18. Пакер соединяется с бурильными трубами и спускается в скважину до необходимой глубины. Нагнетанием жидкости в бурильных трубах создают давление 3-4 МПа. Под действием давления кольцо 15 с обоймой 8 и плашками 6 движется вверх. Конус 5 отжимает плашки к стенкам скважины и при плавной посадке (подачей вниз плавно нагружают пакер до 8,5 т) бурильных труб плашки заклинивают якорный меха­низм, собранный на плунжере 10, а резиновый элемент де­формируется, разобщая зону поглощения от затрубного про­странства. При этом ствол 2 пакера перемещается вниз, вы­двигая секторы 19 штуцера из кожуха 16, которые, повора­чиваясь на пальцах 18, полностью раскрывают внутренний канал пакера. В этот момент давление резко падает, что слу­жит сигналом об окончании установки пакера. Затем присту­пают к исследованию и изоляции поглощающего пласта. Извлечение пакера после проведения исследований или за­ливки производится медленным подъемом бурильных труб. При этом переводник и ствол идут вверх, плашки освобож­даются от заклинивания, и под действием пружины и собст­венного веса занимают транспортное положение. Для применения пакера при изоляции пластов быстрос-хватывающимися смесями с раздельной транспортировкой их 214

	составляющих компонентов по бурильным трубам в полиэти­леновых сосудах он снабжен устройством, разрушающим сосуды и перемешивающим тампонажную смесь. Устройство (рис. 3.11, б) состоит из переводника 1 с винтовыми канавка­ми, наклонно установленных ножей 20, втулки 11, планки 21 и разъемного кольца-фиксатора 22. Основным преимуществом пакера является свободная под­веска якорного устройства на стволе пакера, что дает воз­можность одновременно с разобщением затрубного прост­ранства от подпакерной зоны разобщать рабочую камеру от ствола пакера и открывать радиальные каналы большого се­чения в пакеры. Благодаря этому исключается вредное влия­ние штуцера при исследовании скважин и появляется воз­можность закачки в скважину более вязких тампонажных смесей с наполнителями. Наиболее широкое применение нашли новые пакеры, разработанные в ТатНИПИнефти и УфНИПИнефти. В пакере УфНИПИнефти якорное устройство жестко закреплено на стволе пакера, поэтому после разобщения зоны поглощения и затрубного пространства исследование скважины и изоляци­онные работы проводятся через штуцер диаметром 35-40 мм. Преимущество пакера УфНИПИнефти - наличие антизатека-телей, предотвращающих затекание резины, благодаря чему увеличивается срок службы резиновых элементов пакера. Гидравлические пакеры. К гидравлическим относятся па­керы, резиновый элемент которых деформируется за счет перепада давления, создаваемого в бурильных трубах нагне-
	Рис. 3.10. Пакеры безупорные: / - пакер безупорный с редукторным клапаном: 1,6- поршень; 2 - шар; 3 - втулка; 4 - резиновый элемент; 5 -ствол; 7 - цилиндр; 8 - обратный кла­пан; II - пакер КуйбышевНИИНП: 1 - шар; 2 - резиновый элемент; 3 - за­глушка; 4 - седло; III - пакер треста б. Татнефтегазразведка: 1 - ствол; 2 - за­глушка; 3 - резиновый элемент; 4 - обратный клапан; IV - пакер с камерой ограничения: 1 - резиновый рукав; 2 - резиновый элемент; 3 - ствол; 4 -обратный клапан; V - пакер ВНИИБТ: 1 - кольцо; 2 - ствол; 3 - резиновый элемент; 4 - центратор; 5 - штуцер; 6 - диафрагма; VI - устройство ВНИ­ИБТ: 1 - шар; 2 - седло; 3 - центратор; 4 - резиновый элемент; 5 - обратный клапан; VII - пакер В.И. Мищевича и Е.К. Зеберга: 1 - резиновый элемент; 2 -  отверстие; 3 - конус; 4 - клапан; 5 - шток клапана; 6 - шток упорный; VIII - пакер - мост Л.А. Синоплиса: 1 - шар; 2 - втулка; 3 - седло; 4 - резиновый элемент; 5 - клапан; 6, 7 - штифты; IX - пакер ГМП-2 УфНИИ: 1 - перевод­ник; 2 - втулка; 3 - труба; 4 - резиновый элемент; 5 - обратный клапан; 6 -седло; 7 - шар; X - надувной пакер б. ТатНИИ:            1 — переводник; 2 — ствол; 3 — неподвижная головка; 4 — уплотнительные кольца; 5 — цилиндр; 6 — резиновый элемент; 7 — подвижной элемент; 8 — башмак; 9 — штуцер; А — отверстия для передачи давления на резиновый элемент; В — отверстия для нагнетания тампонажной смеси в зону поглощения 215

	3 4                  Рис. 3.11. Гидравлико-механический пакер А19М2 5                  ТатНИИнефти: а - пакер; б - устройство; 1 - переводник; 2 -о                 ствол; 3 - резиновый элемент; 4 - ограничитель- 7                ное кольцо; 5 - конус; 6 - плашки; 7 - болт; 8 - обойма; 9 - пружина; 10 - плунжер; 11 - втулка; '                 12 - цилиндр; 13 - винт; 14 - манжета; 15 - коль- 9                 цо; 16 - кожух; 17 - подвеска; 18 - палец; 19 - сектор; 20 - нож; 21 - планка; 22 - разъемное кольцо-фиксатор танием промывочной жидкости. У гидравлического пакера отсутствует упорный механизм, но он снабжен обратным клапаном, который пропускает жидкость под резиновый элемент. Для освобождения пакера с целью его подъема не­обходимо открыть обратный клапан. Гидравлический безупорный пакер Д-74. Основными недо­статками пакеров многократного действия являются малый диаметр внутреннего канала и наличие штуцеров для создания перепада давления при раскрытии пакера. Кроме этого, в на­дувных гидравлических пакерах быстро выходит из строя ре­зиновый элемент. Отличительная особенность пакера Д-74 -наличие рабочей камеры, отделенной от резинового элемента 216

	и штуцера. Последний состоит из поворотных секторов, прикрепленных шарнирно к аксиально подвижной втулке так, что при движении втулки вниз секторы поворачиваются, освобождая центральный канал. Пакер (рис. 3.12) состоит из ствола 7, аксиально подвиж­ного патрубка 1, подвижной головки 4 с ограничителем 3, резинового элемента 6, антизатекателей 5, поршня 8 с рези­новой манжетой 10, цилиндра 12, упорной втулки 13, башма­ка 16 и штуцера 15. Поршень 8 в транспортном положении удерживается пружиной 9, а пружина 2 устанавливает в ис­ходное положение весь пакер, собранный на стволе 7 с уп-лотнительными кольцами 11. Пружинные ножи 14 необходимы для вскрытия полиэтиленовых сосудов с компонентами БСС. Пакер на бурильных трубах спускают в скважину до не­обходимой глубины. Нагнетанием жидкости в бурильных трубах плавно создают давление 5-6 МПа. Под действием давления поршень 8 сжимает пружину 9 и движется вверх, деформируя резиновые элементы. Затем осуществляют плав­ную посадку бурильных труб на величину, равную рабочему ходу пакера. Разбуриваемые пакеры. В осложненных условиях провод­ки глубоких скважин целесообразно применять разбуривае­мые пакеры, обеспечивающие наибольшую безопасность проведения изоляционных работ, так как сразу же после продавки тампонажной смеси бурильные трубы отсоединяют
	Рис. 3.12. Гидравлический безупорный пакер Д-74
	217

	от пакера и извлекают на поверхность. В этом случае пре­дотвращается разбавление тампонажной смеси не только в процессе закачки, но и в период ее твердения, так как ис­ключается влияние вышележащих водоносных горизонтов и эффекта поршневания при подъеме бурильного инструмента. Конструкция разбуриваемых пакеров, принцип их работы, а также преимущества и недостатки описаны в ряде работ. Разбуриваемый пакер РП-4. Широко применяемые в Тата­рии и Башкирии разбуриваемые пакеры А28 и РП-175 пока­зали свою работоспособность на глубинах до 1500 м. Опыт использования пакеров А28 в Саратовской области на глуби­нах 3000-3200 м выявил ряд недостатков в их работе: на больших глубинах не всегда достигается надежное разобще­ние затрубного пространства. Причина этого в следующем. При создании перепада давления в бурильных трубах путем нагнетания бурового раствора происходит одновременно сжатие уплотнительного элемента и перемещение его вниз по стволу скважины вследствие удлинения колонны бурильных труб. Это приводит к повреждению уплотнительного элемен­та и нарушению герметизации скважины, вероятность чего растет с увеличением глубины скважины. Чтобы исключить указанный недостаток и повысить каче­ство герметизации скважин на больших глубинах, разработа­на конструкция разбуриваемого пакера, обеспечивающая при создании давления в бурильных трубах вначале перемещение уплотнительного элемента вниз по стволу скважины, а затем его сжатие (Н.И. Сухенко, В.И. Крылов). Пакер (рис. 3.13) состоит из ствола 5, соединенного левой резьбой с переводником 1, резинового элемента 6 с двумя неподвижными головками 4 и 12, втулки 10, перекрывающей отверстия 7 в стволе пакера и седла 16. Втулка и седло обра­зуют демпфирующую камеру и удерживаются в стволе пакера штифтами 11 и 15. Отверстия 7 снаружи перекрыты обрат­ным клапаном 8. Детали пакера, кроме переводника, изго­товляют из разбуриваемого материала. После спуска пакера до необходимой глубины скважину промывают и в бурильные трубы сбрасывают шар 13, а за­тем шар 9. Они перекрывают отверстия соответственно в седле 16 и втулке 10. Нагнетанием жидкости в трубах создают давление, под действием которого происходит удлинение бу­рильной колонны, однако уплотнительный элемент в это время не деформируется, так как отверстие 7 перекрыто втулкой. При определенном давлении штифты 11 срезаются, и втулка 10 благодаря демпфирующей камере плавно пере- 218

	Рис. 3.13. Разбуриваемый пакер РП-4: 1 - переводник; 2 - пробка; 3 - уплотни-тельное кольцо; 4, 12 - головки; 5 - ствол; 6 - резиновый элемент; 7 - отверстие; 8 -обратный клапан; 9, 13 - шары; 10 - втул­ка; 11, 15 - штифты; 14 - перепускной ка­нал; 16 - седло
	мещается вниз до упора в седло. При этом исключается паде­ние давления над втулкой и сохраняется удлинение буриль­ных труб. Достигается это за счет наличия в седле перепуск­ных каналов 14 и постепенного выхода из них жидкости, заключенной между втулкой и седлом. Как только втулка переместится ниже отверстия 7, пере­пад давления передается через обратный клапан под уплотни-тельный элемент, который разобщает затрубное пространст­во. При достижении необходимого перепада давления осуще­ствляют посадку бурильных труб и доводят нагрузку на пакер до 3-5 тс, после чего штифты 15, имеющие сопротивление среза на 15-20 % выше, чем у штифтов 11, срезаются и сед- 219

	ло, втулка и шары падают на забой скважины. Через откры­тый канал ствола пакера производится необходимый ком­плекс работ: исследование зоны поглощения, закачка тампо-нажной смеси и т.д. Переток жидкости в процессе твердения смеси исключен, так как канал ствола пакера перекрывается продавочной пробкой 2, спускаемой в бурильные трубы перед продавоч­ной жидкостью. При посадке пробки давление в трубах по­вышается, ее конические резиновые кольца входят в соот­ветствующие протоки внутри ствола пакера, благодаря чему предотвращается движение пробки вверх от действия давле­ния снизу. После посадки пробки бурильные трубы с пере­водником вращением вправо отсоединяют от пакера, кото­рый после затвердения тампонажной смеси разбуривается вместе с цементным мостом. Применение пакеров при изоляции поглощающих пластов большой мощности или имеющих несколько интервалов по­глощения не всегда обеспечивает высокое качество изоляци­онных работ, что приводит к неоднократным закачкам там­понажной смеси. Для повышения эффективности изоляционных работ с использованием пакеров разработан способ, заключающийся в том, что тампонажную смесь закачивают непосредственно к подошве зоны поглощения через хвостовик, установленный против поглощающего пласта на всю его мощность и соеди­ненный с пакером с помощью срезаемых шпилек. Однако способ закачки смеси через хвостовик не позво­ляет оценить результат заливки без разбуривания цементного моста и, следовательно, решить вопрос о проведении по­вторной закачки смеси, если первой заливкой зона поглоще­ния не изолирована. В целях дальнейшего совершенствования способа подачи тампонажной смеси в поглощающий пласт снизу вверх Н.И. Сухенко разработано устройство, представляющее со­бой хвостовик, установленный внутри пакера. На нижнем конце хвостовика закреплены манжеты по диаметру ствола скважины, которые обеспечивают перемещение хвостовика снизу вверх под действием давления по мере заполнения зо­ны поглощения тампонажной смесью. Благодаря этому будет обеспечен контроль за результатом заливки до разбуривания цементного моста, так как поступление тампонажной смеси в зону поглощения осуществляется снизу вверх, а перемещаю­щийся хвостовик позволит произвести опрессовку или по­вторную заливку зоны поглощения без подъема бурильных 220

	труб и пакеров, поскольку нижний конец хвостовика после заливки будет расположен над цементным мостом. На рис. 3.14 изображен общий вид этого устройства. Оно состоит из гидравлико-механического пакера, включающего в себя переводник 1, пакерующий элемент 3, якорное устрой­ство 5 и хвостовик 6, подвижно установленный в стволе па­кера 4. Сверху хвостовик имеет упорную гайку 2, а снизу к нему с помощью муфты 7 присоединен корпус 8 с манжета­ми 10. При спуске в скважину манжеты предохраняются ко­жухом 9 и башмаком 11, закрепленным на корпусе с помо­щью срезаемых штифтов 12. Снизу башмак имеет отверстие 13, которое после спуска устройства в скважину перекрыва­ется шаром. Кожух, башмак и шар изготовляют из разбури­ваемого материала (дюралюминия). Устройство перед спуском в скважину собирают следую­щим образом (рис. 3.15, а). Пакер 2 с помощью элеватора 1 устанавливается на роторе 5. Затем в него опускают хвосто­вик 3 до упора гайки 2 (см. рис. 3.14) в ствол пакера 4 (см. рис. 3.14). Длина хвостовика определяется мощностью зоны поглощения, однако она не должна быть более 26 м (для вы­шек высотой 41 м) с тем, чтобы обеспечить подъем хвосто­вика с пакером для навинчивания корпуса манжет. В этом случае хвостовик должен быть составным из двух частей, по 12-13 м каждая. Трубы хвостовика должны иметь постоян­ный наружный диаметр, обеспечивающий его проход внутри ствола пакера. После спуска хвостовика внутрь пакера инст­румент поднимают до выхода нижнего конца хвостовика из ротора. На хвостовик навинчивают корпус 4 с манжетами, и все устройство спускают в скважину до необходимой глуби­ны, где оно должно быть расположено так, чтобы манжеты в исходном положении перед проведением изоляционных ра­бот находились у подошвы зоны поглощения. Затем в бу­рильные трубы сбрасывают шар и нагнетают промывочную жидкость для создания перепада давления, под действием ко­торого сначала хвостовик смещается с манжетами в нижнее положение, так как при спуске в скважину он может пере­меститься вверх до упора муфты в ствол пакера. При воз­вращении хвостовика в исходное положение его отверстия А (см. рис. 3.14) сообщаются с отверстиями в стволе пакера, и давление передается в гидравлическую камеру Б (см. рис. 3.14). Под действием перепада давления якорное устройство выводится в рабочее положение до соприкосновения со стенками скважины. Под действием осевой нагрузки сжима­ется резиновый элемент, и затрубное пространство разобща- 221

	Рис. 3.14. Устройство для цементирования зон погло­щения
	Рис. 3.15. Схема сборки устройства а                                 б
	н
	/
	ется от подпакерной зоны. При дальнейшем повышении дав­ления срезаются штифты, и башмак с кожухом падают на забой, освобождая манжеты. Резкое падение давления после среза штифтов свидетельствует об окончании установки уст­ройства в скважине. Зона поглощения с помощью описанного устройства изо­лируется следующим образом. Тампонажная смесь в необхо- 222

	димом количестве закачивается и продавливается через бу­рильные трубы и хвостовик к зоне поглощения 6 (рис. 3.15, б). По мере заполнения ствола скважины и поглощающих каналов тампонажной смесью 8 под манжетами 7 создается некоторый перепад давления, под действием которого ман­жеты и хвостовик перемещаются вверх. Устройство имеет две (или более) манжеты для того, чтобы исключить поступ­ление смеси в полость над ними при наличии небольших ка­верн в стволе скважины. Чтобы извлечь устройство из скважины, бурильные трубы медленно поднимают, при этом резиновый элемент принима­ет транспортное положение, пружина возвращает плашки вниз, а гайка 2 (см. рис. 3.16), упираясь в ствол пакера 5 (см. рис. 3.14), увлекает за собой хвостовик с манжетами. По­скольку манжеты при подъеме не защищены, то они могут быть разрушены. Поэтому при спуске в другую скважину хвостовик снабжается новыми манжетами, кожухом и баш­маком. Обычно качество изоляции поглощающего пласта опреде­ляется после разбуривания цементного моста, для чего необ­ходимо извлечь из скважины бурильные трубы с пакером на поверхность, затем спустить в скважину долото. Для повтор­ного цементирования необходимо вновь спустить пакер и закачать цементный раствор. На эти операции затрачивается много времени. Ниже описывается устройство, которое позволяет много­кратно цементировать зону поглощения и разбуривать це­ментный мост без подъема пакера (ТатНИПИнефть). Общий вид устройства изображен на рис. 3.16. Оно со­стоит из гидравлического пакера и полого цилиндра 5, к нижнему концу которого с помощью муфты 12 присоединя­ется долото 13. Пакер включает в себя резиновый элемент с металлическими головками 3 и 7 и корпус 4 с клапанами 6 и 9. Обратный клапан 6 служит для подачи жидкости под рези­новый элемент при разобщении скважины, а клапан 9 - для выхода жидкости из-под резинового элемента перед подъе­мом пакера из скважины. В исходном положении пакер фиксируется на цилиндре с помощью срезаемого штифта 8, при этом отверстия А в цилиндре и корпусе пакера сообща­ются между собой. Цилиндр сверху соединен с трубой 2, а снизу он имеет штуцер 11 для создания необходимого давле­ния при установке пакера в скважине. Устройство соединяет­ся с бурильными трубами посредством переводника 1. Бурильные трубы с устройством спускают в скважину на 223

		Рис. 3.16. Устройство для цементирования поглощающих пластов
	такую глубину, чтобы пакер был расположен над кровлей зоны поглощения. При этом необходимо иметь в виду, что верхний конец бурильных труб должен быть соединен с ве­дущей трубой, причем ее нижняя часть должна входить в ро­тор для осуществления последующего вращения бурильной колонны при разбуривании цементного моста. Резиновый элемент в скважине уплотняется давлением промывочной жидкости, закачиваемой в бурильные трубы. После установки пакера производят посадку бурильной ко- 224

	лонны, при этом штифт 8 срезается, и цилиндр вместе с тру­бами и долотом перемещается вниз. Колонну опускают вниз до посадки переводника 1 на корпус 4, благодаря чему дости­гается герметизация кольцевого зазора между трубами 2 и корпусом пакера 4. В таком положении устройства цилиндр пакера с долотом должны быть расположены в подошве зо­ны поглощения или ниже нее, что достигается подбором дли­ны трубы 2. По окончании подготовительных работ скважина промы­вается, и в бурильные трубы через ведущую трубу закачива­ется тампонажная смесь, которая, выходя из отверстий доло­та, заполняет ствол скважины и поглощающие каналы снизу вверх. После продавки смеси бурильная колонна приподни­мается настолько, чтобы цилиндр пакера не дошел до корпу­са на 20-30 см, и затем скважина промывается для удаления цементного раствора из подпакерной зоны во избежание прихвата инструмента во время ОЗЦ. После промывки ко­лонна приподнимается в исходное положение, при котором проходной канал корпуса полностью перекрывается цилинд­ром пакера. Возвращение инструмента в исходное положение фиксируется упором штифта 10 в корпусе пакера 4. Цементный мост разбуривается вращением колонны бу­рильных труб ротором, а циркуляция бурового раствора осуществляется по кольцевому зазору между корпусом 4 и трубой 2. После разбуривания цементного моста скважину опрессовывают и, если изоляция зоны поглощения не до­стигнута, ее вновь цементируют по описанной технологии. По окончании изоляционных работ инструмент извлекают из скважины. При натяжке бурильных труб штифты 10 сре­заются, и муфта 12 верхним торцом упирается в шток клапа­на 9, сжимая его пружину. Жидкость выходит из-под рези­нового элемента по каналу Б, пакер принимает транспортное положение и поднимается на поверхность. Таким образом, перемещающийся цилиндр пакера вместе с трубой обеспечивает поступление смеси в зону поглощения снизу вверх, что повышает качество изоляции зоны погло­щения, а долото позволяет разбурить цементный мост без подъема пакера из скважины и дополнительного спуска инструмента специально для разбуривания цементного моста.