Способ изоляции зоны поглощения

 

Изобретение относится к области бурения нефтяных и г азовых скважин и позволяет повысить эффективность изоляции зоны пог лощения. Способ включает введение раствора полимера в раствор соли поливалентног О металла порциями через сосуд с отверстиями . Затем выдерживают ег о до образования капсул с последующим разрушением их в скважине в интервале зоны пог лощения. Капсулы приготавливают из раствора полимера и раствора сшивающег о агента. Состав Г отовят следующим образом. Растворяют в водопроводной воде раствор хлорног О железа и получают полиакриламид.Наливают ег о в сосуд, а сверху - слой дизельног о топлива. Сверху сосуда устанавливают емкость с отверстиями, нижний край оторой отстоит от поверхности дизельного топлива. В емкость наливают полиакриламид для получения капельного истечения из отверстий. Капли, пройдя через слой топлива, попадают в раствор хлорног о железа, выдерживают в нем 10-20 мин. За это время образуются капсулы.Онк промываются, затем добавляются в раствор из тампонажного цемента и перемешиваются до получений однородной смеси. Полученную смесь продавливают в каналы пог лощающего пласта. 2 ил. 3 табл. (Л 05 4ib

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИН

Ai (19) (11) (51)4 Е 21 В 33/138

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К А BTOPCHOMV СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21) 3800526/22-03 (22) 03.09.84 (46) 30.05.87. Бюл. М 20 (71) Красноярский отдел бурения и испытания скважин Восточно-Сибирского научно-исследовательского института геологии, геофизики и минерального сырья (72) В.Н.Понявин и Л.Ф.Полковникова (53) 622.245.42(088.8) (56) Ильясов Е.П. и др. Применение полиакриламидных паст для изоляции эон интенсивного поглощения бурового раствора. PHTO Бурение, вып. 1, 1979, с. 18 и 19. (54) СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ЗОНЫ ПОГЛОЩЕНИЯ (57) Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и позволяет повысить эффективность изоляции зоны поглощения. Способ включает введение раствора полимера в раствор соли поливалентного металла порциями через сосуд с отверстиями. Затем выдерживают его до образования капсул с последующим разрушением их в скважине в интервале зоны поглощения. Капсулы приготавливают иэ раствора полимера и раствора сшивающего агента. Состав готовят следующим образом. Растворяют в водопроводной воде раствор хлорного железа и получают полиакриламид.Наливают его в сосуд, а сверху — слой дизельного топлива. Сверху сосуда устанавливают емкость с отверстиями, нижний край которой отстоит от поверхности дизельного топлива. В емкость наливают полиакриламид для получения капельного истечения из отверстий. Капли, пройдя через слой топлива, попадают в раствор хлорного железа, выдерживают в нем 10-20 мин.

За это время образуются капсулы.Они промываются, затем добавляются в раствор из тампонажного цемента и перемешиваются до получения однородной смеси. Полученную смесь продавливают в каналы поглощающего пласта.

2 ил. 3 табл. l3l4011

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к изоляции эоны поглощения бу рового раствора, Цель изобретения — повышение эффективности изоляции эоны поглощения.

Пример 1, Для получения капсул берут раствор полимера "r1 pBcT" вор сшивающего агента. Опыты прово>дили с гелеобразным полиакриламидом (ПАА) (ТУ 95-182-73) и гипаном (гидролизованный полиакрилонитрил ТУ 801166-74). ПАА растворяли в водопроводной воде до 2-37-ной концентрации, гипан использовали в товарном виде I07. †í концентрации.

В качестве сшивающего агента для

ПАА использовали раствор хлорного железа 3,87-ной концентрации, раствор сернокислого железа 207,-ной концентрации, алюмоаммиачные квасцы

157.-ной концентрации.

В качестве сшивающего агента для гипана использовали водный раствор хлорного кальция 407.-ной концентрации и раствор сернокислого железа

207-ной концентрации.

Для приготовления капсул в лабораторных условиях использовали несколько разновидностей простых установок и способов в зависимости от необходимых требований к получаемым капсулам и разновидностей используемых полимеров и сшивающих агентов.

При использовании полимера с плотностью большей, чем плотность сшивающего агента, полимер порциями определенного объема (в некоторых случаях каплями) подавали с определенной высоты в раствор сшивающего агента непосредственно или через слой разделительной жидкости, слу жившей в данном случае средством для формирования сферической формы капсул.

Для получения капсул диаметром

2-15 мм использовали сосуд диаметром 30-40 мм, высотой 300 мм, который заполняли раствором сшивающего .агента на 50 мм ниже верхнего края сосуда, либо на высоту 150 мм раствором сшивающего агента и на 100 мм дизельным топли>зом. Полимер подава— ли каплями через отверстия диаметром 3-5 мм с высоты 50-100 мм, Прн необходимости по:>учить капсулы большего объема полимер подавали черпа— ком необходимо> о объема. Если IIJt<>òность полимера меньше плотности раствора сшивающего агента, то полимер вводили снизу через специальные отверстия либо через трубочку грушей под слой сшивающего агента.

При плотности полимера, примерно равной плотности раствора сшивающего агента, либо утяжеляли раствор полимера введением барита или солей не реагирующих с полимером, либо повышали плотность раствора сшивающего агента, и в зависимости от этого применяли либо первую (фиг. 1), либо вторую (фиг. 2) схему приготовления капсул. Первым способом получали капсулы иэ 37-ного ПАА,вторым из гипана 107.-ной концентрации в 407ном растворе хлористого кальция. Высота слоя хлористого кальция в этом случае составляет 200 †3 мм в сосуде диаметром 120 мм.

Толщина слоя дизельного топлива влияет на форму капсул. Капсулы по форме, близкой к сферической, получаются при слое дизельного топ25 лива 100 мм. Слой толщиной более

100 мм на форму практически не влияет, так как скорость падения капель стабилизируется. Однако эта величина меняется в зависимости от вязкости дизельного топлива, его плоскости и высоты введения полимера.

При введении полимера (37.-ного

IIAA) в раствор сшивающего агента каплями с высоты 400 мм получаются кап35 сулы овальной формы с небольшими нитями п >лимера, при введении полимера с высоты 200 мм — капсулы разной формы с длинными хвостиками формы.

Диаметр, форма и толщина оболочки капсул на свойства тампонажного состава не влияют при условии одинакового объема находящегося в капсулах полимера. Диаметр капсул, форма и толщина оболочки влияют на прочность капсул и возможность доставки последних к разрушающему устройству.

Испытывали капсулы из З .-ного ПАА диаметром 4 — 5 мм с выдержкой 15 мин в 3,87.-íoì растворе хлористого желе50 за при вращении Е3 консис>ометре КЦ-5.

С увеличением диаметра и отклонением формы от сферической прочность капсул уменьшалась.

Влияние ко>1ичества и типа сшиваю55 щего агента, а также времени выдержки полимера в сшивающем агенте на прочность об<>почки показана в табл. 1

Конпентраг:,ия и тип сшивающего а> ента влияют на скорость обраэова3 13140 ния оболочки капсул, Для получения одинаковой толщины оболочки при разных концентрациях сшивающего агента необходимо изменять время нахож дения полимера в растворе. Для 3,87.— ного и 7,67-ного хлористого железа и ЗЕ-ного ПАА при условии получения одинаковой прочности капсул время обработки их должно быть соответственно 12-15 и 5-7 мин. 10

При испытании на консистометре тампонажных составов на основе тампонажного цемента с добавлением 107 капсул из ПАА различной формы с разным временем вьдержки в сшивающем 15 агенте получены следующие данные (см. табл..2).

Испытание на консистометре моделирует движение смеси по трубам при цементрировании. Время загустевания смеси, замеренное на консистометре, определяют возвожность протекания смеси по трубам в течение этого времени.

Из табл. 2 видно, что смеси со 25 сферическими капсулами более длительное время сохраняют способность прокачиваться по трубам, причем при увеличении времени вьдержки сшивающего агента время безопасного прокачивания больше.

Пример 2. Приготавливали

3,07.-ный раствор ПАА из товарного растворением в водопроводной воде

3,8Х-ного раствора хлорного железа (ГеС1з). В сосуд высотой 450 мм наливали приготовленный раствор хлорного железа до отметки 150 мм, поверх него — слой дизельного топлива толщиной 200 мм. Сверху сосуда уста- 40 навливали емкость с отверстиями

4-7 мм, нижггий край которой отстоит от поверхности дизельного топлива на 50-100 мм. В емкость наливали

ПАА с целью получения капельного ис- 45 течения жидкости из отверстий. Капли полимера, пройдя черей слой дизельного топлива, попадали в раствор хлорного железа, вьдерживались в нем 10-20 мин. За это время образо- 50

BGJIBcb оболочка необходимой толщины.

Полученные капсулы извлекали,промывали водой и хранили в воде до смешивания с тампонажным раствором.По стандартной методике приготавливали цеметный раствор из 500 г тампонажного цемента с водоцементным отношением равным 0,5. Затем к смеси добавляли 80 см (насыпных) капсул и

11 4 ,перемешивали. Во время перемешивания капсулы раздавливались до получения однородной системы. Получилась нерастекаемая смесь, имеющая пластическую прочность через 5 мин.7,3 г/см,че2

pcs 30 мин 16,7 г/см, через 60 мин

21 г/см . При добавлении 80 см насыпных капсул к раствору, приготовленному из 425 г тампонажного цемента, 75 г глинопорошка и 250 смЗ воды, получилась нерастекаемая смесь, имеющая пластическую прочность через 5 мин 5,7 г/см, через

30 мин 74,8 г/см2, через 60 мин

162,3 г/см . Варьируя тип и количест2 во компонентов, можно получать смеси с различной скоростью нарастания пластической прочности и ее максимальным значением.

Свойства тампонажных составов по предлагаемому способу в сравнении с прототипом приведены в табл. 3.

Пример 3. (осуществление предлагаемого способа в промысловых условиях). Пусть в скважине на глубине 700 м вскрыта зона интенсивного поглощения. На основании гидродинамических и геофизических исследований определяют, что раскрытость каналов поглощающего пласта равна

20 мм. Пластическая прочность тамонажной смеси согласно РД 39-2-68482 должна быть в пределах 5 — 10 кПа.

При объеме тампонажной смеси Я м закачивание тампонажной смеси в поглощающий пласт занимает 17 мин (при работе цементировочного агрегата ЦА-320 м на 4 скорости с подачей

8 л/с). По лабораторным данным определяют,какие тампонажные смеси и с какими добавками капсул имеют скорость роста и пластической прочности не ниже требуемой (не менее 5 кПа за 15-20 мин). Этим условиям удов— летворяют, например, смеси 1 и 2, указанные в табл. 2.

Затворение и закачивание смеси по трубам 114 мм и существующей техники занимает не более 30 мин. Из зависимости, построенной по лабораторным данным, время загустевания раствора по замерам на консистометре время обработки полимера в сшивающем агенте, находится необходимое время обработки в сшивающем агенте. (например, смеси 1,5 и 6 в табл. 2

Подобранную смесь проверяют на скорость роста пластической прочнос1314011!

20

25 поглощения

Т а б л и ц а 1

Время выдержки в сшивающем комПрочность

Примечание на сжатие, кг поненте, мин

То же

То же

0,66!.,00

Более 1, 6

37-ный раствор

То же

20 ти, сроки схватывания и прочностные характеристики.

На забой спускается компановка бурильного инструмента с гидравлическим устройством, содержащим шту ер, создающий струю, направленную на жесткий экран. Расстояние насадки от экрана должно быть в пределах

14-15 диаметров, а диаметр насадки выбирается из расчета получения скорости струи 50- 100 м/с. Затворяется цементный раствор и закачивается в скважину. Одновременно через воронку, установленную на устье, в необходимом объеме добавляются капсулы. Тампонажную смесь продавливают до гидромониторной насадки и в расчетном режиме прокачивают через насадку. При этом капсулы разрушаются и полимер смешивается с тампонажным раствором. Полученную тампонажную смесь продавливают в каналы поглощающего пласта.

Капсулы можно приготавливать непосредственно на буровой установке, подобной лабораторной. В емкость,заТип и количество полимера и сшивающего агента

37-ный водный раствор ПАА 15

3,87-ный раствор хлорного железа

37-ный водный раствор

ПАА 207-ный раствор сернокислого железа

ПАА 15X-ный раствор алюмоаммиачных квасцов полненную сшивающим агентом и дизельным топливом (например, в емкость цементировочного arрегата), через редкое сито с отверстиями нужного размера можно подавать ПАА.Скорость получения капсул зависит от числа отверстий (т.е. от площади емкости) и дпя реальных условий составляет 0,5-2 м капсул за 8 ч.

Формула изобретения

Способ изоляции зоны поглощения, включающий введение раствора полимера в раствор соли поливалентного металла и закачивание полученной тампонажной смеси в скважину в интервал зоны поглощения, о т л и ч а юшийся тем, что, с целью повышения эффективности изоляции зоны поглощения, введение раствора полимера в раствор соли поливалентного металла порциями через сосуд с отверстиями и выдерживают до образования капсул с последующим разрушением их в скважине в интервале зоны

Более 1,6 Диаметр капсул

4 мм

1314011

Продолжение табл.

107-ный водный раствор

О, 135 Диаметр капсул

4 мм

15 гипана

40Х-ный раствор хлористого кальция

10Х-ный водный раствор гипана

О, 190 То же

20Х.-ный раствор сернокислого железа

О, 135

Таблица2

Смесь Время выдержки кап- Форма капсул Время загустесул в сшивающем вания, ч/мин агенте, мин

2-15

Каплевидная

0-15

То же

0-5

Бесформенная

0-5

Сферическая

3 — 05

То же

5-10

Таблица3

Пластическая прочность, г/см, через

Состав тампонирующе смеси

Растекаемость

Растекаемость смеси до раздавливания кап после раздавливания капсул,мм

5 мин 30 мин 60 мин сул, мм

Тампонажный цемент

Спасского завода

10 ч. капсул

7,3

16,7 21

125

Нет

1 ч. воды 5 ч.

Тампонажный цемент

Спасского завода

85 ч.,глинопорошок

Черногорского завода

15 ч. капсул 10 ч воды 50 ч.

74,8 162,3

100

5,7

Нет

10, 1314011

Пластическая прочность, г/см, через

Рас текаеЪ мость

Состав тампонирующей смеси

5 мин 30 мин 60 мин раздавливания кап

0,5

Условная

0,1

0,15

Нет вязкость

26 с

Тампонажная паста по прототипу

160

Нет 0

3,9

П р и м е ч а н и е„ Во всех опытах использовали капсулы из 37-ного ПАА.

147-ный глинистый раствор из глинопорошка Черногорского завода 10 ч., капсул ч °

Растекаемость смеси до после разданливания капсул,мм

Продолжение табл. 3

ТаблицаЗ

1314011

Составитель В.Борискина

Т ех р ед Л. Олейник Корректор Г.Решетник

Редактор Е.Копча

Заказ 2189/33 Тираж 533 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий .113035, Москва, Ж вЂ” 35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-полиграфическое предприятие, r. Ужгород, ул. Проектная, 4

Способ изоляции зоны поглощения Способ изоляции зоны поглощения Способ изоляции зоны поглощения Способ изоляции зоны поглощения Способ изоляции зоны поглощения Способ изоляции зоны поглощения Способ изоляции зоны поглощения 

 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промьшшенности

Изобретение относится к креплению скважин и предназначено для уменьшения фильтроотдачи дементного раст-

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и позволяет повысить зффективность изоляции обводненных пластов за счет более полной закупорки пор

Изобретение относится к строительству и ремонту нефтяных и газовых скважин и предназначено для их крепления

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и предназначено для специальных вяжущих материалов, используемых для цементирования глубоких высокотемпературных скважин в условиях воздействия пластовых вод или сероводородной агрессии

Изобретение относится к области бурения и предназначено для цементирования высокотемпературных нефтяных газовых скважин

Изобретение относится к строительству и ремонту скважин и позволяет улучшить тампонирующие способности состава за счет увеличения стабильности

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и позволяет закреплять призабойную зону песчан оглинистых пластов

Изобретение относится к области крепления скважин и предназначено для прУцесса цементирования обсадных колонн и для установки цементных мостов

Изобретение относится к строительным материалам, а именно к производству тампонажного цемента

Изобретение относится к глубокому бурению, в частности к способам подготовки нефтегазовых, геотермальных и других специальных скважин к цементированию

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для блокирования или ограничения водопритока в скважины и зон поглощения как в терригенных, так и карбонатных коллекторах и для выравнивания профиля приемистости в нагревательных скважинах

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для блокирования или ограничения водопритока в скважины и зон поглощения как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах, а также для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам блокирования или ограничения водопритоков в скважины и зон поглощения как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах, и для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно, к составам для блокирования или ограничения водопритоков в скважины и зон поглощения как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах и для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к получению расширяющихся тампонажных материалов

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области изоляции зон поглощения при бурении скважин
Наверх