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

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 п р о-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.

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 регулированияя 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) смолах М-19-62, отверж-даемой 30%-ным водным раствором хлорного железа. При перемешивании смолы с отвердителем через определенное

Свойства смеси СКМ-19

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 схватхвания 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 1 40 °С следует учитывать влияние избыточного давления на сроки схватхвания смеси (табл. 3.9).

Вследствие низкой вязкости тампонажного состава целесообразно вводить в него до 1 0 % наполнителей (кордного волокна). При этом следует корректировать сроки схватывания до заданных значений, так как некоторые наполнители