Тампонажный состав для ликвидации зон поглощений промывочной жидкости при бурении скважин

 

ТАМПОЯАЖНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ ЗОЯ ПОГЛСНШВЯИЙ ПРОМЫВОЧНОЙ жидкости ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН, содержащий мочевино-формапьдегидную смолу МФ-17, 10-20%-ный раствор соляной кислоты и иаполнитель, о т л и ч а го щ и и с я тем, что, с целью повышения закупоривающей способности состава , он дополнительно содержит стабилизатор пены СП-10, в качестве наполнителя-карбонат кальция при следующем соотношении компонентов, мае. ч. : Мочевино-формальдегидная смола МФ-17100 10-20%-ный раствор соляной кислоты 15-25 Карбонат кальция 2-3,75 Стабилизатор пены ОП-100,1-0,2 ( I зоо К ел :о :g

(1% (11)

СООЭ OOBETCHHX

РЕСПУБЛИК

ЗСЮ Е 21 В 33 138 с

1 с >

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ,""

Н ABTOPCHOMY СВИОЕТВЪСТВМ

l5-25

2-3,75

0,1-0,2 Я

Ь

Ъ

Ь

Ь

)ар

Ъ ф

f00

10 20 30 40

Количестоо добабялемого растбора НСй, %

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21) 1617145/22-03 (22) 04.02.71 (46) 07.12.83. Бюл. У 45 (72) П.М.Тян н A.È.Ïðîêëîâ (71) Читинское геологическое управление (53) 622.245.42(088.8) (56) 1. Никитин В.н. и Рордиков О.Н.

Опыт применения синтетических смол в разведочном бурении. Обзор, сер. Техника и технология геологоразведочных работ, организация производства, М., ОНТИ-ВИЭМС,. 1968, с. 8-9.

2. Там же, с. 3-8, 12 (прототип) . (54)(57) ТАМПОНАЖНЦЯ СОСТАВ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ ПРОМЫВОЧНОЙ

ЖИДКОСТИ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН„ содержащий мочевино-формальдегидную смолу МФ-17, 10-20%-ный раствор соляной кислоты и наполнитель, о т л и ч а ю шийся тем, что, с целью повышения закупоривающей способности состава, он дополнительно содержит стабилизатор пены ОП-10, в качестве наполнителя-карбонат кальция при следующем соотношении компонентов, мас. ч.

Мочевино-формальдегидная смола МФ-17 100 10-20%-ный раствор соляной кислоты .

Карбонат кальция

Стабилизатор пены

OII-10

1059132

15-25

2-3, 75

Изобретение относится к бурению геолого-разведочных скважин и может быть использовано для ликвидации поглощений промывочной жидкости.

При проходке скважин по разрушенным, сильно трещиноватым и кавернозным породам часто наблюдается потери промывочной жидкости, являющиеся одними иэ трудоемких осложнений и требующих значительных материальных затрат. Резко снижается скорость проход-10 ки скважин, увеличивается себестоимость буровых работ. При встрече крупных трещин и каверн обычно известные способы тампонирования скважин желаемых результатов не дают и скважину приходится бурить с непрерывной подвозкой к буровой промывочной жидкости.

Известны составы на основе синтетических смол, например, мочевиноформальдегидной смолы ЧФ-17, которые применяются для тампонирования скважин <1) .

Известны составы на основе смолы

МФ-17 и наполнителя, в которых в качестве отвердителя может быть использован 10-20Ъ-ный раствор соляной кислоты (2J . Однако известные тампонажные составы малоэффективны для изоляции эон поглощения с интенсивными или катастрофическими потерями промывочной жидкости, обусловленных каналами ухода жидкости крупных размеров, кавернами. Смеси, имея соответствующую растекаемость, уносятся в каналы поглощения, и потеря жидкости в 35

". êâàÿèíå не всегда будет ликвидирована.

Цель изобретения — повышение закупоривающей способности состава.

Указанная цель достигается тем, 4lO что тампонажный стстав для ликвидации эон поглощения промывочной жидкости при бурении скважин, содержащий мочевино-формальдегидную смолу

МФ-17, 10-20Ъ-ный раствор соляной кислоты и наполнитель, дополнительно содержит стабилизатор пены ОП-10, а в качестве наполнителя — карбонат кальция при следующем соотношении компонентов, мас. ч.

Чочевино-формальдегидная смола "4ф-17

10-20Ъ-ный раствор соляной кислоты

Карбонат кальция

Стабилизатор пены

ОП-10 .0,1-0,2

На фиг. 1 представлена зависимость объема смеси от первоначалЬного за счет ее вспенивания присутствием молотого известняка СаСО и стабилиэа- 6Q тора пены ОП-10 от количества добавляемого отвердителя определенной концентрации, причем кривая 1 — при концентрации раствора НС1 15Ъ, СаСО4

3,75Ъ, стабилизатора пены ОП-10 0,1Ъ; кривая 2 — HCg 15Ъ, СаСо3 2,5Ъ, стабилизатора пены ОП-10 О, 1Ъ; кривая 3

HCR 20Ъ, CACO) 3, 75Ъ, стабилизатора пены ОП-10 0 1Ъ; кривая 4 — НС1 20Ъ, СаСО 2,5Ъ, стабилизатора пены

ОП-10 0,1Ъ; на фиг. 2 — тампонажный снаряд, общий вид; на фиг ° 3 — пакер в разрезе.

Состав проверен зкспериментальнона различных породах (известняках, гранитах, алевролитах, кварцевых латитах, сланцах, гранодиоритах, доломитизированном известняке, доломитах, туфе и порфиритах дробленых) и различных интервалах поглощения.

Результаты экспериментальной проверки представлены на фиг. 1.

Для качественного тампонирования необходимо использовать состав с увеличением объема смеси от первоначаль ного в 4-б раз, так как при большем увеличении объема смеси пористая твердеющая масса имеет недопустимое водопоглощение через поровые пространства, .При расходе смолы МФ-17 50-80 л на одно тампонирование увеличению объема состава в 4-6 раз соответствует минимальное содержание карбоната кальция CACO) — 2,0Ъ, максимальное

3,5Ъ; соляной кислоты (HC0) : минимальное — 15Ъ от объема смолы 10Ъной концентрации, максимальное — 25Ъ от объема смолы 20Ъ-ной концентрации; стабилизатора пены ОП-10: минимальное - 0,1Ъ, максимальное — 0,2Ъ от объема смолы, Вспенивание состава. происходит при реакции раствора соляной кислоты с молотым известняком, где выделяется двуокись углерода, который и является вспенивающим агентом, Тампонажный состав образуется непосредственно в зоне поглощения путем подачи твердеющей пены на основе смолы МФ-17 с последующим эадавливанием ее продавочной жидкостью в каналы ухода промывочной жидкости, где происходит дальнейшее увеличение объема состава, заполнение пустот и твердение пенной массы.

Процесс образования пены происходит после истечения из тампонажного устройства в зону поглощения с одновременным перемешиванием смолы, отвердителя — раствора соляной кислоты

HCf наполнителя - карбоната кальция СаСО и стабилизатора пены ОП-10.

Сроки твердения пенной массы регулируются количеством и концентрацией отвердителя, а также его температурой, а объем состава, размеры его пор, кроме количества и концентрации .отвердителя — количеством карбоната кальция.

Тампонирование скважины предлагаемьпл тампонажным составом может про10591 32 изводиться с помощью тампонажного снаряда с пакером (фиг. 2 и 3).

Собранный тампонажный снаряд без верхнего переходника 1 с присоединенным пакером 2 устанавливается на хомутах (не показаны) над устьем скважины. В кольцевое пространство между трубами 3 и 4 заливается раствор соляной кислоты, вставляют поршни 5 и б и наворачивают переходник 1.

Между поршнями 5 и б закладывают 10 слой солидола для надежности изоляции отвердителя -. соляной кислоты от смолы, Снаряд с пакером на бурильных трубах опускают в скважину и устанав-)5 ливают в нескольких метрах над зоной поглощения. При передаче нагрузки на пакер нажимной переходник 7 сжимает резиновые элементы 8, которые перекрывают ствол скважины. Рези-2О новые элементы 8 и упор 9 пакера во избежание возможных прихватов затвердевшим составом обмазываются солидолом.

На поверхности смола МФ-17 перемешивается с молотым известняком СаСОд

25 и стабилизатором пены ОП-10. Затем приступают к закачке смолы буровым насосом (не показан). Смола через внутреннюю трубу 3 и насадку 10 поступает в диффуэор 11 и одновременно

«1ерез отверстие 12 в переходнике 1 поступает в надпоршневое пространство над поршнем б. При определенном давлении в системе открывается нижний клапан 13 и начинается движение 35 поршней, клапаны 14 открываются.

При движении смолы через насадку 10 происходит дополнительный подсос отвердителя, затем интенсивное перемеиивание состава в диффузоре 11 и при истечении состава по отверстиям в переходнике 15 пакера.

После выдавливания состав продвигается к зоне поглощения продавочной жидкостью. Между растворам соляной кислоты и известняком происходит реакция с выделением двуокиси углерода, которая и вспенивает смесь, Стабилизатор пены ОП-10 делает пену устойчивой. По объему эакачиваемой продавочной жидкости и нарастании давления в нагнетательной линии определяют момент выдавливания состава. При достижении тампонажным составом зоны поглощения и надежной закупорке трещин происходит резкое повышение давления насоса. Давление в системе выдерживается 3-10 мин и тампонажный снаряд извлекается на поверхность. При подъеме снаряда последний расхаживают для определения высоты затвердевшего состава.

Использование вспененного состав.". на основе смолы МФ-17 позволяет в несколько раз уменьшить расход дорогостоящей смолы. Тампонажный состав, расширяясь, позволяет заполнить практически в условиях скважины любые пустоты, а небольшой удельный вес намного уменьшает растекаемость состава по каналам поглощения.

1059132

Составитель П.Мяи

Редактор П.Коссей ТехредМ.Костик: Корректор A.Ïîâõ

Закаэ 9275/31 Мираж 603 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам иэобретений и откритий

113035, Москва,. Ж-35, Раушская наб„, д. 4/5

Филиал ППП Патент, г.ужгород, ул.Проектная, 4