Выбор наполнителей для предупреждения и ликвидации поглощений буровых и тампонажных растворов.

 

Для устранения поглощений буровых и тампонажных растворов в них вводят некоторое количество специальных волокнистых, пластинчатых (чешуйчатых) и зернистых (гранулированных) материалов, называемых инертными наполнителями. За рубежом добавки наполнителей в буровой раствор в 90% случаев поглощений дают положительный эффект. Намывом наполнителей изолируются 75% поглощений в Татарии, на месторождениях которой проблема ухода растворов в поглощающие пласты возникает на каждой буровой скважине. В объединении "Башнефть" с помощью наполнителей полностью изолируют 60% всех зон поглощений, а в 40% интенсивность поглощения снижается или эффекта нет.

Правильный выбор наполнителей имеет решающее значение для эффективности ликвидации поглощения. В случае если фракционный состав наполнителя и диаметр его частиц не соответствуют размеру и форме поглощающих каналов, ликвидировать поглощение или снизить его интенсивность нередко не удается. Наполнитель в виде пробок накапливается у входа в поглощающие каналы (диаметр частиц больше необходимых размеров) или наблюдается полный уход наполнителя с раствором в поглощающие каналы (диаметр частиц наполнителя меньших размеров).

Практика работ показала, что применение наполнителя зернистой (гранулярной) формы дает эффект прекращения поглощения в случае, если ширина канала не превышает удвоенного диаметра зерна (гранулы). Диаметр круглых каналов не должен превышать 3-х диаметров зерен (гранул).

 

 

Таблица 7.

Наполнители	Фракционный состав, мм, (%)	Концентрация, %	Размер закупориваемых трещин
Волокнистые Кордное волокно     Пакля строительная	0,5-1,0(14) 1,0-1,5(16) 1,5-3(8) 3-5(18) 5-7(14) 7-10(24) 10-6 волокна до 50 мм	до 6     2	5-6   8-10
Отходы текстильной промышленности Асбест волокнистый Сено		2-3	10-15
	0,5-6 волокна до 10мм   волокна до 18 мм	2 3,4     2,85	2-2,5 1,3     2.7
Пенька
Пластинчатые (чешуйчатые)   Целлофан (толщина 0,025-0,03 мм)   Слюда-чешуйка (толщина 0,03-0,3 мм)	1,5-3(21) 3-5 (43) 5-7(18)     7-10(4) 0,5-1 (35) 1-1.5(21) 1,6-3(7) 3-5(27)	0,5   2,5-3	4   2-2,5

 

Продолжение табл.7

Зернистые ( гранулированные) Резиновая крошка   Речной песок Опилки древесные     Коже - горох     Керамика НДР

5-7(8) 7-10 (2) 0,6-1 (1) 1-1,6 (27) 1,5-8 (26) 3-5 (45) 5-7 (1) 0,1-1 волокна 2-2,5 до 8 мм 0,5-1 (1) 1-1,5 (5) 2.5-3 (7) 3-5 (26) 5-7 (21) 7-10 (36) 10-5 0,5-2,5 3-10

2,5     20-50 10   2,85 0,5 1-1,5   2   до 30 3-5

3     1,5-2 2   2,7 2 4   3   до 20-26 до 5

 

В практике для выбора размеров частиц наполнителя используют материалы таблицы 8 (5), а так же методику, разработанную в институте БашНИПИнефть [14] и представленную в виде графика рис.3.

Рис.3. Средний эквивалентный размер каналов d_э, мм.

Рассмотрим пример практического использования графика. Допустим, в результате изучения фракционного состава бурового шлама при поглощении или при обработке индикаторных диаграмм установлено, что средний размер каналов поглощающего пласта равен 6,5×10^-3 м (точка Е).

Из точки Е проводим вертикальную линию до пересечения с наклонными линиями в точках А, В, С, а на оси ординат находим соответствующие им значения среднего размера наполнителя d _н = 3,3мм,максимальное значение диаметра частиц наполнителя d _{н. m ах} = 4,5 мм и минимальное значение размера
d _{н min} = 2,5 мм. Концентрация данной фракции наполнителя С_к определяется
(Е®Д®М) в 3,4% (точка М). При этом на графике видно, что частицы этого размера наполнителя (2,5-4,5 мм) перекрывают поглощающие каналы размером от 4,7 до 9мм (отрезок ав). В случае если поглощающий пласт имеет каналы меньшего размера, то в состав наполнителя включают фракцию с частицами меньшего размера. Таким же образом определяется число фракций (n) и суммарное содержание фракций наполнителя S С_к.

Наполнители при борьбе с поглощениями используют как добавки к буровым и тампонажным растворам, или в виде намыва в зону поглощения в ходе особой операции.

При добавках наполнителей к буровым растворам в процессе проходки можно не получить требуемого эффекта. В этом случае переходят на добавки наполнителя более крупной формации, вводя наполнитель во время рейса.

Суммарная концентрация наполнителей может повлиять на изменение способа бурения. В случае если концентрация наполнителя при турбинном способе бурения не дает желаемого эффекта, то переходят на роторный способ проходки с увеличением концентрации наполнителя в растворе, последнее производится вводом добавок в раствор во время рейса.

При турбинном способе бурения рекомендуется применять добавки в буровой раствор не более 0,5% по весу от объема раствора, а при роторном не более 5%. Оптимальные добавки наполнителей в буровые растворы приведены в таблице 8 [5].

Таблица 8.

Наполнитель, мм	Количество, % вес
	турбинное	роторное
Целлофан (до 7-12) Кожа-«горох» (до 8-10) Кордное волокно Слюда-чешуйка (до 7-10) Керамзит (до 5) Резиновая крошка Опилки древесные	0,1-1,0 0,1-0,5 0,1-0,2 0,1-2,0	1,0-3,0 0,5-7,0 0,2-5,0 2,6-7,0 0,5-5,0 0,5-5,0 0,5.5,0

Контрольное задание. Выбрать наполнители для ликвидации поглощения во время бурения. Размеры поглощающих каналов определяется по результатам выполнения работы 3.1. Выбор произвести по таблице 8 и графику 3, сравнив результаты. В зависимости от полученной концентрации наполнителя в буровом растворе принять решение о дальнейшем способе проходки поглощающего пласта.

Таблица 10

Условия обрыва	Единица измерения	Номер варианта, последняя цифра в журнале
		0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Глубина скважины	м	4000	2750	3200	2600	2500	3000	2800	3500	2700	3100
Плотность бурового раствора	кг/ м3	1300	1250	1420	1150	1100	1510	1150	1350	1200	1540
Бурильная колонна	м
ПК 114´9 (23,3 кг)	м	-	-	-	400	800	-	-	800	-	400
ТБНК 114´10 (25,7 кг)	м	-	350	-	-	-	400	400	-	400	-
ПК 127´9 (26.2 кг)	м	800	-	400	-	-	-	-	-	-	-
ТБНК 140´10 (34,2)	м	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
ЛБТ 114х10 (11,2кг)	м	3200	2400	2800	-	-	2600	-	-	-	-
ЛБТ 129´11 (14,0кг)	м	-	-	-	2200	-	-	2400	2700	2300	2700
ЛБТ147´11 (22,5кг)	м	-	-	-	-	1700	-	-	-	-	-
Оснастка талевой системы		5´6	4´5	4´5	4´5	4´5	4´5	4´5	5´6	4´5	4´5
Вес бурильной колонны при бурении по показаниям индикатора веса	Деления ГИВ	65	45	52	43	41	40	42	51	44	40
Вес бурильной колонны после обрыва по показаниям индикатора веса	Деления ГИВ	40	36	41	37	30	32	20	38	35	31