Промывочные и тампонажные растворы для бурения скважин на геотермы

До вскрытия продуктивной зоны используются очистные агенты, обеспечивающие в конкретных геологических условиях (обвалы, поглощения) безаварийную работу. Своевременное пре­дупреждение поглощения промывочной жидкости при недостаточ­ном охлаждении ствола скважины может предотвратить выброс из скважины горячего флюида. Выбор промывочной жидкости (очистного агента) зависит от пластового давления, устойчи­вости пород, обеспеченности буровой необходимыми материалами и организации работ. Обычные глинистые растворы в условиях геотермальных скважин неэффективны, а в продуктивной зоне вообще неприменимы, так как их использование приводит к за­купориванию каналов, по которым горячий флюид поступает в ствол скважины. Глинистая корка при температуре ~200 °С спекается на стенках скважин, удалить ее весьма трудно, чаще — невозможно.

Для вскрытия продуктивных зон применяются различные без­глинистые водные растворы, вода, аэрированные жидкости, пены. Очистные агенты и входящие в их состав химические реагенты должны быть термостойкими, нетоксичными, не загрязняющими ствол скважины. Основные виды термостойких химических реаген­тов приведены ниже.

Химический реагент_______Метас М-14 КМЦ-85/600

Термостойкость, °С ____170 — 150—160

Продолжение

Химический реагент______К.МЦ-85/700Метасол Лакрис-20

Термостойкость, °С____180 180<280

Очистные агенты должны, кроме того, обладать необходимой стабильностью, выносной способностью и устойчивостью к аг­рессивному воздействию высокотемпературного пластового флюида.

Во ВНИИКРнефти разработаны составы промывочных жид­костей для разных температур: водный раствор М-14ВВ (0,5 - 2,0%) с = 1000кг/м³ до t=220 °С, водный раствор лакриса-20 (0,5-2,0%) с добавкой NaCl (2%) или ГКЖ-10 (2%), глины (2-4%) с = 600 950 кг/м³ и СHС₁/₁₀ 3,6 45/90 дПа; водный раствор лакриса-20 (0,5-2%), глина (0,5-5,0%), барит (до 40%) с =1000ч-2200 кг/м³, СHС₁/₁₀ 3/6 45/90 дПа. Находят применение водные растворы лигносульфонатов железа (до220°С), полиакрилатов различных производных лигнина (до 280 °С).

Бурение с использованием воздуха производят до вскрытия продуктивной зоны. Скорость восходящего потока в затрубном пространстве устанавливается не менее 10 м/с. Постоянно ведется наблюдение за изменением давления пара с помощью диафрагмы, размещаемой в выкидной линии. При обнаружении зоны скопле­ния флюида (продуктивная зона) скважину заканчивают и ус­танавливают эксплуатационное оборудование.

Фирма «Сандиа Нэйшнл Лабораториес» (США) провела ис­следования составов пен для высокотемпературных скважин. Ука­зывается на рациональность применения анионного ПАВ - альфаолефинового сульфоната. С введением водорастворимого био­полимера стабильность газожидкостной системы увеличилась. Недостаток указанного ПАВ - непригодность для получения пены на насыщенном растворе . Пена, полученная в опытных ус­ловиях при температуре 141 °С и давлении 21 МПа, отличалась повышенной стабильностью. Эти пены могут оказаться эффектив­ными при бурении геотермальных скважин даже при потере зна­чительного количества жидкости.

Успешное дальнейшее существование скважины зависит от на­дежности ее тампонирования. С целью предотвращения грифо-нообразования тщательно тампонируют затрубное пространство с проверкой его надежности. В отечественной практике в качестве вяжущих применяют следующие материалы:

1) тампонажный шлакопесчаный цемент ШПЦС (ТУ 39-9-27-
71), представляющий собой тонкоизмельченные (доменный, фер-
ромарганцевый и др.) шлаки с кварцевым песком. При темпера­
туре более 200 °С соотношение основных компонентов берется
1:1. Для повышения стабильности раствора иногда добавляют
бентонит (до 12,5% от массы сухой смеси). При температуре до
100-120 °С в данную тампонажную смесь вводят интенсификатор
твердения - портландцемент (до 10 %);

2) утяжеленный шлаковый цемент УЩЦ (ТУ 39-9-25-71 МНП)
марок УШЦ-120, УШЦ2-120, УШЦ1-200, УШЦ2-200 для скважин
с температурой от 80 до 220 °С;

3) белито-кремнеземистый цемент БКЦ (ТУ 21-1-3-67) для
высокотемпературных скважин, представляющий собой смесь от­
ходов производства глинозема, соды (1-5%) и поташа из нефе­
линового материала, а также кварцевого песка (70-30%). При
160-200 °С и давлении 6-7 МПа начало схватывания раствора
БКЦ составляет 1,5-4,5 ч, конец - не позднее 10 ч, В/Ц 0,38 0,42.

В НИИцементе для условий Камчатки разработан тампонаж­ный цемент на базе нефелиновых отходов производства глино­зема с добавкой кварцсодержащего компонента в соотношении от 1:1 до 3:1. Предложено в состав тампонажного материала вводить гидрогранатовый шлак. По опытным данным, тампонаж­ный раствор можно применять до 250 °С.

Фирмами «Аксиденталь геотермаль инк» и «Ситиз сервис ойл энд газ» для успешного цементирования обсадных колонн в сква­жинах с высокими забойными температурами и коррозионно-активными газами предложены азотные и модифицированные пе-ноцементы. С их помощью ликвидируются зоны поглощений про­мывочной жидкости - при закачивании азота получают температуростабильный цементный раствор с плотностью ~ 1000 кг/м³ и менее. Модифицированный пеноцемент используют для цементи­рования потайных колонн в тех случаях, когда тампонажный рас­твор не поднимается до устья скважины.

Основным условием успешного вскрытия геотермальной зоны считают высококачественное, надежное цементирование затрубного пространства, предупреждающее образование перетоков го­рячей воды и пара за колонной.

Рекомендуемая литература: Осн. 1.с. 203-214