Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 [ 53 ] 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225

щения. При намыве наполнителей через пакер последний устанавливают на 20-30 м выше кровли поглощающего пласта. Нагнетательную линию цементировочных агрегатов соединяют с патрубком бурового стояка. Наполнитель равномерно подают в приемный чан цементировочного агрегата и после перемешивания закачивают в бурильные трубы. Намывают наполнители на воде или буровом растворе. После достижения заданного давления на устье для конкретной площади с целью определения эффективности намыва в зону поглощения пакер освобождают и бурильные трубы спускают на 101 5 м ниже подошвы поглощающего пласта. Если значение приемистости остается без изменения, то наполнитель намывают повторно. Причем меняют размер наполнителей и их компонентный состав. При отсутствии большого эффекта от намыва наполнителей процесс продолжается до снижения интенсивности поглощения на 30-40 % от первоначального. Дальнейшие изоляционные работы проводят тампонажной смесью.

При выборе тампонажной смеси исходят из того, что в поглощающем пласте могли остаться неперекрытыми отдельные каналы, диаметр которых составляет 1-1,5 диаметра частиц намываемого материала или меньше. Для повышения эффективности перекрытия поглощающих каналов в последнюю порцию тампонажной смеси добавляют до 4 % от объема смеси более мелких наполнителей по сравнению с применяемыми (например, древесные опилки, резиновую крошку и т.п.).

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

В объединениях Татнефть и Оренбургнефть улюк и крупнозернистую резину в сочетании с другими наполнителями намывают через устьевую воронку. Улюк в воронку подается жгутами длиной 20-30 см и в диаметре до 5 см с одновременной подачей жидкости через ведущую трубу и засыпкой других наполнителей. При намыве на воде с целью исключения образования пробок в бурильные трубы периодически закачивают порцию глинистого раствора объемом до 2 м3, а после подачи 1 50-200 кг улюка - буровой раствор в объеме до 20 м3 с повышенными структурно-механическими свойствами.

Для повышения эффективности применения наполнителей производят оценочный намыв в объеме раствора до 15 м3. При этом, если в процессе намыва наблюдается увеличение давления, то продолжают намыв наполнителей тех же типов. Если давление остается без изменения, то переходят к более крупному размеру наполнителей. Если при бурении турбинным способом добавки наполнителей в рекомендуемом количестве не предотвращают поглощение бурового раствора, то по возможности переходят на роторный способ бурения и увеличивают количество добавляемого наполнителя иногда до 1 0-1 3 %. Наполнитель смешивают с буровым раствором в глиномешалках и добавляют в циркулирующий раствор равномерно в течение всего цикла промывки. При этом долото должно быть поднято выше зоны поглощения. При отсутствии глиномешалки наполнители вводят в желоб или приемную емкость в течение двух-трех циклов промывки. При бурении в растворе сохраняется требуемое количество наполнителя путем периодического его ввода.

В некоторых районах применяют намыв наполнителей в зону поглощения через открытый конец бурильных труб с помощью буровых насосов или цементировочных агрегатов. Технология намыва не отличается от технологии, осуществляемой через пакер. Обычно открытый конец бурильных труб устанавливают на 1 0-1 5 м выше кровли поглощающего пласта. Наполнители забрасывают в воронку, установленную на устье скважины, с одновременной подачей бурового раствора цементировочным агрегатом или буровым насосом через ведущую трубу. Наполнители намывают до появления циркуляции. После появления циркуляции намыв прекращается, бурильные трубы спускаются на 10-15 м ниже подошвы поглощающего пласта и восстанавливают циркуляцию с целью определения результатов намыва. При выходе циркуляции, не поднимая бурильных труб, производят работы по закачиванию в поглощающий пласт тампонажной смеси.

При промывке скважины раствором с наполнителем снимают сетки вибросит или направляют раствор мимо вибросит. Бурят с наполнителем до прекращения поглощения, после чего буровой раствор пропускают через вибросито, и работа продолжается без наполнителя.

При высокой интенсивности поглощения широко применяют тампоны типа "мягких пробок". В практике применяются следующие вид1 тампонов:

1. Смесь бурового раствора с наполнителями (или их смесью).

2. Бентонито-битумная паста.

3. Тампоны на углеводородной основе:

3.1. Соляробентонитовая смесь (СБС) с добавкой или без добавки ПАВ.

3.2. Нефтебентонитовая смесь (НБС).

4. Замазки.

5. Латекс.

Целесообразно применение в тампоне гранулярных, волокнистых и пластинчатых наполнителей в сочетании 1 :2:2. Объем тампона обычно не менее 5-1 0 м3. В отдельных случаях в зависимости от мощности поглощающего пласта он достигает 50-10 м3. Тампон готовят следующим образом. Цементировочный агрегат обвязывают с цементно-смесительной машиной, затаренной глинопорошком. При этом выкидную трубу смесителя устанавливают так, чтобы струя глинистого раствора била в сетку чана. В процессе приготовления смеси один рабочий очищает сетку чана, второй загружает необходимое количество наполнителей в чан агрегата, третий перемещает выкидную трубу смесителя вдоль сетки, очищает ее гидравлической струей. Тампоны обычно приготавливают на глинистом растворе плотностью 1,1-1,14 г/см3 и вязкостью

25-60 с по ПВ-5.

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

При частичном поглощении применяют тампоны из соля-робентонитовой (СБС) или нефтебентонитовой (НСБ) смеси. Состав СБС: а) без добавок ПАВ - 1 м3 дизельного топлива и 1-1,2 т бентонитовой глины; б) с добавкой ПАВ - 1 м3 дизельного топлива, 1,2-1,5 т бентонитовой глины и 0,5 % ПАВ (от массы смеси). ПАВ придает подвижность СБС и способствует лучшему отделению дизельного топлива от смеси. В качестве ПАВ используют крезол, Na2CO3 и др.

Смесь приготавливают так: в чистую емкость объемом 45 м3 заливают расчетное количество дизельного топлива, затем ПАВ, все это хорошо перемешивают, после чего засыпают глину. В процессе приготовления и закачки смесь перемешивается цементировочным агрегатом, подключенным к штуцерному устройству и емкости. Готовая смесь закачивается цементировочными агрегатами (не менее трех) через бурильные трубы, установленные на 20-30 м выше зоны поглощения. При прокачивании через бурильные трубы СБС должна быть изолирована от бурового раствора верхней и