Руководство для обучения инженеров по буровым растворам - часть 82

 

485 

раствора  на  каждый  баррель  дизельного  топлива.  Для  сильных  поглощений  600  мешков 
бентонита смешивается с 150 бар дизельного топлива непрерывно. 

(7)  Вытеснить  цементный  раствор  по  бурильной  трубе  5  бар  дизельного  топлива. 

Когда  фронт  оторочки  из  10  бар  дизельного  топлива  достигнет  конца  бурильной  трубы, 
приступить к закачке бурового раствора в кольцевое пространство со скоростью 4 бар/мин 
вторым насосом. Закрыть плашки. 

(8)  Отрегулировать  скорость  закачки  при  соотношении  объёмов  цементного  и 

бурового раствора 1:1.. Эти объёмы удовлетворительны для 4 1/2''   бурильной трубы в 7 
7/8'' и больше скважине. 

(9)  Вытеснить  половину  цементного  раствора  в  пласт  с  этой  скоростью  или  до 

повышения  давления  в  кольцевом  пространстве.  После  этого  снизить  темп  закачки  в 
трубу  и кольцевое пространство для вхождения цементного раствора в зону поглощения  
без  превышения  максимального  давления  100-500  рsi.  Установить  0-300  рsi  манометр  на 
затрубном пространстве для снятия показаний низкого давления. 

Чтобы  узнать  о  движении  цементного  раствора  вверх  по  кольцевому  пространству, 

бурильную  трубу  следует  медленно  расхаживать.  Если  индикатор  веса  регистрирует 
увеличение  торможения,  развинтить  соединения,  поднять  трубу  до  её  освобождения, 
вновь  свинтить  и  продолжать  вытеснение.  Короткие  остановки  не  нужны,  т.к.  время 
закачки цементного раствора в бурильной трубе не ограничено. 

(10)  Вытеснить  следующую  четверть  цементного  раствора  и  буровой  жидкости  на 

половинной скорости п.9. 

(11) Вытеснить остаток кроме 1 бар цементного раствора со скоростью половинной 

по  п.  10.  Осуществить  задавку  с  ожиданием  для  получения  роста  давления  1  баррель 
цементного раствора должен остаться в бурильной трубе по окончании задавки, обратная 
циркуляция  запрещается,  т.к.    при  контактировании  растворов  образуется  гель  внутри 
бурильной трубы. 

(12) Если скважина не заполняется, на низ обсадной колонны устанавливается пакер; 

по бурильной трубе чередуется закачка 20 бар цементного и 5 бар бурового растворов с 1-
2 бар нефти между ними. 

(13)  После  задавки  поднять  долото,  разбурить  пробку  и  продолжать  бурение.  При 

отсутствии давления задавки повторить операцию. 

 

Меры 

предосторожности 

Не допускать загрязнения цементного раствора буровым или водой во всасывающих 

линиях и насосах. Для этого: 

(А) Провести промысловые испытания совместимости дизельного топлива. 
1. Заполнить трубу с песком топливом до отметки 20%. 
2. Добавить воду до отметки «буровой раствор». 
3. Хорошо встряхнуть в течение 10 секунд, затем оставить в покое на 10 минут 
4. Если нефть и вода разделяются на два чётких слоя, топливо пригодно. Если 
жидкость  разделяется  на  три  слоя,  топливо  наверху,  вода  внизу,  а  белая  эмульсия 

между ними, топливо не используется. 

(В) Выпустить всю воду из линии, насосов и резервуаров перед смешиванием. 
(Г)  4  баррелями  дизельного  топлива  тщательно  промыть  насосы,  линии  и 

смесительные устройства. 

 

Метод смешивания и применения задавки Bengum 

Halliburton Bengum No 1- природная смола Guar  + консервант и завершающий агент. 

Смесь Bengum состоит из 10% по весу Bengum No 1 и 90% по весу бентонита, смешанных 
предварительно. 

Этот  цементный  раствор  приготавливается  добавлением  100  фунтов  Bengum  - 

бентонитовой смеси в 13-15 галлонов дизельного топлива. Наличие органических веществ 

 

486 

вызывает  более  прочное  схватывание,  чем  у  ДОВ  -  дизельное  топливо  и  бентонит, 
особенно  при  смешивании  с  солеными  водами  и  буровым  раствором.  Прочность 
схватывания находится между ДОВ и ДОВ + цемент. 

Используется для: 
а) если требуется большая прочность, чем с помощью ДОВ, 
б)  где  минерализованные  воды  сильно  снижают  прочность  ДОВ.  Рекомендуемое 

соотношение  бурового  раствора  и  Bengum    колеблется  от  4:  1  до  1:1  в  зависимости  от 
требуемой прочности. 

Разбуривать  с  потерей  циркуляции  или  аэрированным  буровым  раствором, 

установить трубу, методике применима при сильных поглощениях. 

При наличии больших каверн с  движением воды или без, а также для длинных зон 

(500-1000  ф.)  ячеистых  структур  или    трещин  целесообразно  вести  бурение  с  потерей 
циркуляции иди на аэрированном буровом растворе через всю зону поглощения, а затем 
установить трубу. 

 

Методика обработки материала поглощения в буровых растворах на нефтяной 

основе 

Включение материала в систему

. 

Включение больших концентраций материала поглощения не рекомендуется, т.к. он 

увеличивает  эквивалентную  плотность  циркуляции  (  которое  ещё  больше  осложняет 
проблему,  а  не  решает  её.  Однако  в  некоторых  случаях  высачивание  временно 
останавливается  или  сводится  к  минимуму  сохранением  небольших  концентраций 
материала поглощения в системе Рекомендуемые материалы и концентрация 2-6 фунт/бар 
Ven  Fyber  201  и/или  2-5  фунтов  на  бар  карбоната  кальция.  Небольшие  концентрации 
мелкой  скорлупы  ореха  (1-10  фунтов/бар).  Другие  материалы  поглощения  имеют 
тенденцию  к  водосмачиваемости  и  потере  электроустойчивости.  Если  требуется  их 
применение, система должна быть соответственно подготовлена, например, смачивающим 
агентом (VERSAWET



). 

Наиболее  эффективен  закупорки  зоны  поглощения  -  задавка  раствора  на  нефтяной 

основе. Объём задавки должен обеспечить заполнение не менее 50 футов над и под зоной 
поглощения. Ниже приводятся наиболее успешные составы. 

Диатомовая земля (DIASEL М) на дизельном топливе. 
(1) Диатомовая земля смешивается по формуле. К смешанному раствору добавляется 

по  5  фунтов/бар  мелкой  слюды,  средних  по  размеру  скорлуп  ореха,  Ven  Fyber  201  и 
карбонат кальция (Lo Wate). 

(2)  Установить  долото  на  верху  или  напротив  зоны  поглощения.  Вытеснить 

цементный раствор до конца бурильной трубы. 

(3)  Закрыть  плашки;  оставить  смесительное  устройство  открытым  дня  контроля  за 

давлением  задавки.  Слегка  задавить  материал  в  зону  погашения  (максимально  50  рsi  со 
скоростью  1  бар/мин).  Постепенно  закрыть  смесительное  устройство  и  сохранять 
давление в течение 4-8 часов или до рассеивания. Давление задавки замерять манометром 
0-300 рsi в кольцевом пространстве. 

Во  избежание  разрушения  других  зон  давления  задании  должно  превышать 

гидростатическое давление бурового раствора. 

Например: 

0-1000 ф. 

                           - 0-200 рsi  давление задавки 

1000-5000 ф.                             - 100-500 рsi   -??- 
5000 ф. и глубже 

                -500 рsi       -??- 

Давление  нагнетания  +  давление  столба  бурового  раствора  не  должно  превышать 

горное давление. 

 

Карбонат кальция – Ven Fyber 2001 

 

487 

(1) Основу этого раствора составляет буровой раствор из циркуляционной системы, к 

которому  добавляется  50  фунт/бар  мелкой  слюды,  75  фунт/бар  средней  скорлупы  ореха, 
10 фунт/бар карбоната кальция ( Lo Wate ) х фунт/бар 

Ven Fyber 2001

.

 

(2) Установить долота на верху или напротив зоны поглощения. Вытеснить раствор 

до конца бурильной трубы. 

(З)  Закрыть  плашки;  оставить  открытым  смесительное  устройство  для  контроля  за 

давлением задавки. Осторожно продавить (не более 50 рsi ) материал в зону поглощения 
со  скоростью  1  бар/мин.  Постепенно  закрыть  смесительное  устройство  и  держать 
давление 4-8 часов. Замерить давление манометром 0-300 рsi на кольцевом пространстве. 

Чтобы  не  разрушить  другие  зоны,  давление  задавки  должно  превышать  давление 

столба бурового раствора. 

0-1000 ф. 

                           - 0-200 рsi 

1000-5000 ф.                             - 100-500 рsi     
5000 ф. и глубже 

                -500 рsi        

Давление  нагнетания  +  давление  столба  бурового  раствора  не  должно  превышать 

горное давление. 

 

Задавка Gunk  растворов на нефтяной основе 

(1) Если возможно, бурить с потерей циркуляции через все зоны поглощения. 
(2)  Поднять  инструмент.  Установить  смесительный  переводник  из  2  ф.  бурильной 

трубы подходящего размера с заблокированным низким концом и четырьмя отверстиями 
1''  х 3/4'' над головкой. 

(3) Определить зону поглощения. 
(А)  Температурным  каротажем:  после  4  часов  ожидания  снять  температурный 

профиль необсаженного стволa. Закачать 100 бар бурового раствора через нагнетательную 
линию  и  повторить  температурный  профиль.  Поглощение  определяется 

при 

температурной прерывистости. 

(Б)  Гамма  каротажем  и  радиоактивным  материалом:  если  зона  поглощения 

предположительно  вблизи  устья,  закачать  15  бар  глинистого  раствора  с  радиоактивным 
материалом в кольцевое пространство - каротаж проводится внутри бурильной трубы для 
прослеживания  движения  материала.  Если  зона  предположительно  на  забое,  закачать 
радиоактивный раствор по бурильной трубе. 

После выхода порции раствора из бурильной трубы спустить ниже гамма измерение 

и проследить распространение материала вверх по кольцевому пространству. Иногда для 
обнаружения  зоны  поглощения  нужно  вести  закачку  в  бурильную  трубу  и  затрубное 
пространство. Бурильная труба расхаживается для предотвращения прихвата. 

4)  После  обнаружения  зоны  поглощения  установить  нижний  конец  смесительного 

переводника на 50 футов выше. Создать максимальное давление задавки. 

(5) Закачать 10 бар воды. 
(б)  Смешать  1/2  фунта/бар  полимера  ХСД  и  250  ф/бар  VG-69  в  воде  до  нужного 

объёма цементного раствора. 

(7) Вытеснить раствор по бурильной трубе, а затем воду. 
(8)  Начать  закачку  бурового  раствора  на  нефтяной  основе  через  затрубное 

пространство, когда оторочка из 10 бар воды достигнет низа смесительного переводника. 
Закрыть плашки. Регулировать соотношение скоростей нагнетания цементного и бурового 
растворов 2: 1, т.е. 4 бар/мин и 2  бар/мин для 4 1/2''  бурильной трубы в 7 7/8'' скважине 
или больше. 

(9) Вытеснить половину цементного раствора в пласт на этой скорости. Бурильную 

трубу можно периодически расхаживать для определения движения цементного раствора 
вверх  по  кольцевому  пространству.  Если  индикатор  веса  регистрирует  увеличение 
торможения,  развинтить  соединения,  поднять  трубу  до  освобождения,  вновь  свинтить  и 

 

488 

продолжить  вытеснение.  Короткие  остановки  не  требуются,  т.к.  время  прокачки 
цементного раствора внутри трубы не ограничено. 

(10)  Вытеснить  следующую  четверть  объёма  цементного  и  бурового  растворов  на 

половинной скорости п.9. 

 (11)  Вытеснить  оставшуюся  четверть  объёма  цёментного  раствора  на  половинной 

скорости  п.  1.0.  Если  скважина  заполнилась  по  показанию  затрубного    давления, 
попытаться повысить давление закачкой с ожиданием 1 бар/мин в бурильную трубу и 0,5 
бар/мин  в  затрубное  пространство.  По  окончании  задавки  нужно  оставить  1  бар 
цементного раствора в бурильной трубе. Обратная циркуляция не допустима, т.к. контакт 
растворов приведет к образованию геля. 

В случаях незаполнения скважины на низ обсадной колонны устанавливается пакер, 

а  буровой  раствор  на  нефтяной основе  и  цементный  раствор вытесняются  по  бурильной 
трубе чередующимися порциями  20 бар цементного и 5 бар бурильного раствора с 1-2 бар 
нефти между ними. 

 

Меры предосторожности 

Избегать смешивания цементного раствора с раствором на нефтяной основе и водой 

во всасывающих линиях и насосах. 

(А) Спустить весь раствор на нефтяной основе из насосов, нагнетательных линий и 

резервуаров перед смешиванием. 

(Б)  4-мя  баррелями  воды  тщательно  промыть  насосы,  линии  и  смесительные 

устройства. 

 
 
 

 

Формула приготовления 1 бар утяжеленного цементного раствора DIASEL М с 

дизельным топливом 

DIASEL М 

М-I BAR



 

Дизельное топливо 

VERSAWET



 

Плотность, 

ф/гал 

фунты 

мешки 

фунты 

мешки 

гал. 

бар. 

гал 

фунты 

8,0 

44,0 

,88 

20 

,20 

38,92 

,926 

,14 

1,0 

9,0 

41,2 

,824 

73 

,73 

37,58 

,895 

,21 

1,5 

10,0 

38,5 

,77 

128 

1,28 

36,18 

,861 

,25 

1,75 

11,0 

35,7 

,714 

181 

1,81 

34,85 

,829 

,25 

1,75 

12,0 

32,9 

,658 

237 

2,37 

33,43 

796 

,25 

1,75 

13,0 

30,0 

,60 

291 

2,91 

32,06 

,763 

,25 

1,75 

14,0 

27,2 

,544 

346 

3,46 

30,67 

,730 

,25 

1,75 

15,0 

24,5 

,49 

400 

4,0 

29,30 

,698 

,285 

2,0 

16,0 

21,8 

,436 

454 

4,54 

27,93 

,665 

,285 

2,0 

17,0 

18,9 

,378 

509 

5,09 

26,55 

,632 

,357 

2,5, 

18,0 

17,0 

,34 

563 

5,63 

25,13 

,598 

,428 

3,0 

 
 

ГЛАВА 14. 

Прихваты труб 

Прихваты  труб  -  одна  из  серьезных  аварий,  ведущих  к  удорожанию  бурового 

раствора, увеличению времени бурения, потере бурильной колонны или самой скважины. 
Поэтому  важно  знать  причины  прихватов.  Освобождение  прихваченных  труб  должно 
быть незамедлительным. 

Прихваты труб бывают механические и дифференциальные. 
 

Механические прихваты