Способ тампонирования скважин со сложнопостроенными залежами
Изобретение касается тампонирования нефтяных, газовых и геологоразведочных скважин со сложнопостроенными залежами. Цель - повышение герметичности заколонного пространства и прочности экрана. Закачивают полимерный тампонажный материал в скважину. Создают экран в заколонном пространстве и перемычки в пласте. В качестве полимерного тампонажного материала используют полимерные дисперсные системы щелочного отверждения на основе карбамидного олигомера и дифенолов. Толщину перемычек, создаваемых в пласте продуктивности зоны, регулируют фильтратоотдачей полимерной дисперсной системы, которая составляет 7 - 32 см<SP POS="POST">3</SP>/мин. Способ осуществляют по технологическим схемам цементирования скважин с двумя разделительными пробками. Образованный в затрубном пространстве экран складывается из тампонажного камня непосредственно в затрубном пространстве и камня в продуктивном пласте на расстоянии проникновения тампонажного материала и его отверждающегося фильтрата. Благодаря этому после перфорации камень не разрушается или имеет небольшие локальные трещины, не связанные между собой. 2 табл.
СОЮЗ СОВЕТСНИХ
СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ
РЕСПУБЛИН
„„SU„, 1479616 А1 g 4 Е 21 В 33/13
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Н А BTOPCHOMY СВИДЕТЕЛЬСТВУ
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ
ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТНРЫТИЯМ
ПРИ ГКНТ СССР (21) 4220279/23-03 (22} 01.04,87 (46) 15 ° 05.89. Бюл. М 18 (71) Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам (72) В,В.Гольдштейн, С,В,Рагуля, И.Ф.Ефремов, 10,М.Свищев, В.С,Токарев и И.Я.Данилов (53) 622.245,42(088,8) (56) Авторское свидетельство СССР
Ф 976031, кл. E 21 В 33/14, 1982.
Авторское свидетельство СССР
N 916742, кл, E 21 В 33/13, 1982. (54) СПОСОБ ТАМПОНИРОВАНИЯ СКВАЖИН
СО СЛОЖНОПОСТРОЕННЬ1МИ ЗАЛЕЖАМИ (57) Изобретение касается тампонирования нефтяных, газовых и геологоразведочных скважин со сложнопостроенными залежами. Цель — повышение герметичности заколонного пространства и прочности экрана. Закачивают полимерный тампонажный материал в
Изобретение относится к тампонированию нефтяных, газовых и геологоразведочных скважин со сложнопостроенными залежами.
Цель изобретения — повышение герметичности заколонного пространства и прочности экрана.
Сущность изобретения заключается .В том, что в способе тампонирования скважин со сложнопостроенными залежами, включающем закачивание полимерного. тампонажного материала в скважину, создание экрана в заколонном скважину, Создают экран в заколоннбм пространстве и перемычки в пласте, В качестве полимерного тампонажного материала используют полимерные дисперсные системы щелочного отверждения на основе карбамидного олигомера и дифенолов, Толщину перемычек, создаваемых в пласте продуктивности зоны, ре гулируют филь тра то о тдач ей полимерной дисперсной системы, которая составляет 7-32 см /мин. Способ осуществляют по технологическим схемам цементировання скважин с двумя разделительными пробками. Образованный в затрубном пространстве экран складывается из тампонажного камня непосредственно в затрубном пространстве и камня в продуктивном пласте на расстоянии проникновения тампонажного материала и его отверждающегося фильтрата. Благодаря этому после перфорации камень не разрушается или имеет небольшие локальные трещины, не связанные между собой. 2 табл. пространстве и перемычек в пласте, в качестве полимерного тампонажного материала используют полимерные дисперсные системы щелочного отверждения на основе карбамидного олигомера и дифенолов, а толщина перемычек, создаваемых в пласте продуктивной зоны, регулируется фильтратоотдачей полимерной дисперсной системы, которая составляет 7-32 см /мин. з
Продуктивная зона скважин со сложнопостроенными залежами представлена чередующимися нефтяными, водонос1479616 ными пластами, толщина которых не более 3 м, Толщина тампонажного экрана, выполняющего функцию герметизатора заколонного пространства, складывается из толщин тампонажного камня, образующегося в самом заколонном пространстве (тампонажного кольца), и камня, образующегося в продуктивном пласте на расстоянии проникновения тампонажного материала и его отверждающегося фильтрата в пласт (т.е, перемычки н породе продуктивной зоны), Толщину таких перемычек целесообразно регулировать количеством от- 15 фильтровавшегося в пласт, отверждающегося фильтрата, который определяется показателем фильтроотдачи полимерной дисперсной системы. Фильтратоотдача должна колебаться в оптималь- 2р ных пределах.
Способ осуществляют по технологи— ческим схемам цементирования скважин с двумя, разделительными пробками.
Модель пласта представляет собой 25 емкость диаметром 1,5 м и высотой 1,3 м с откидывающимися бортами. В нее засыпается материал, моделирующий породу, и тщательно утрамбовывается, Высота утрамбованной породы 1,2 м 30
В породе проснерливается отверстие, диаметр которого равен D=D + 0 мм.
После чего в отверстие опускается часть колонны. После закачки полимерной дисперсной системы и ОЗЦ мо5 дель перфорируется. Затем борта откидываются и не схватившаяся порода удаляется, что дает возможность определить толщину создавшегося дополнительного полимерного экрана и его сос-10 тояние после перфорации. После этого образец вставляется в спецзажимы и испытывается на герметичность путем подачи жидкости под необходимым давлением в колонну. Спецзажимы предста- 45 вляют собой разборный цилиндр с упругопластичной, заменяемой внутренней прокладкой, которая вплотную прижимается к дополнительному полимерному экрану, 50
Пример 1, Использована полимерная дисперсная система, состоящая из 43 г карбамидной смолы КС вЂ” 11, 43 г ТС-10 и 14 г наполнителя керогена-70. Фильтратоотдача измерялась на о приборе УВЦ при ЬР=2 МПа и t=50 С, Ф=15 см /30 мин, рН 8,0, Насосом смесь задавлиналась н модель пласта и оставалась твердеть н течение 24 ч, после твердения модель крепи перфориронапась и вскрывалась. Исследовались глубина проникновения отнержденного фильтрата в пласт и состояние экрана после перфорации.
Пример 2. Использовалась полимерная дисперсная система, состоящая из 42 г смолы КС вЂ” 11, 42 r смолы
ФРФ-50 и 16 r наполнителя керогена70. Фильтратоотдача измерялась на приборе УВЦ при 1 Р=2 МПа и t=50 С, Ф=
3 =6 см /мин, рН 9,0. Насосом смесь заданлиналась в модель пласта и оставала.сь твердеть н течение 24 ч. После
ОЗЦ модель крепи перфорировалась и вскрывалась. Исследовались глубина проникновения отверждения фильтрата в пласт и состояние экрана после пер— форации.
Пример 3. Использовалась полимерная дисперсная система, состоящая из 40 r смолы М-70, 40 r смолы
ТС-10 и 20 r наполнителя - талька. Фильтратоотдача замерялась на приборе УВЦ при ЬР=2 MIIa и t=50 С Ф=4 см /30 мин рН 10,0, Насосом смесь заданливалась в модель пласта и оставалась твердеть н течение 24 ч. После ОЗЦ модель крепи перфорировалась и вскрывалась.
Исследовались глубина проникновения отвержденного фильтрата в пласт и состояние экрана после перфорации, Аналогичные опыты проведены с различными рецептурами полимерных дисперсных систем и с различными их показателями фильтратоотдачи и рН. Учиты— валось значение показателя фильтратоотдачи в зависимости от времени нача1 I ла загустевания состава при 30, 60
f 1
90 и 120 . Данные исследования сведены в табл, 1 ° В табл. 2 приведены сведения о плотности, растекаемости, сроках схватывания полимерных систем.
Пример осуществления н промысловых условиях.
Геолого-техническая характеристика скважины: диаметр эксплуатационной колонны 168 мм; опрессование под давлением 150 атм; искусственный забой 1845 м; состояние забоя — осадок; способ эксплуатации нагнетательный;, о максимальный угол наклона 32 на глубине 1100 м; н интервале 18001834 м пласт представлен чередонанием глин, аленролитов, песчаников; о температура в зоне работ 45 С; диа1 479616
4Чввц
D юб!!! 70 !
=35,03 см.
Vc! !! ?к
30
=Ж?
Л где @
45 метр скважины 248 мм; пористость
17,4%.
Крепление продуктивной зоны скважины производилось полимерной дисперсной системой, состоящей из КС-II, ТС-10 и керогена, Зияя пористость пород, температуру в зоне работ (время загустевания полимерной дисперсной системы), подби-, 1О раем рецептуру, %: КС-11 43, ТС-10
43, кероген 14. Фильтратоотдача данной полимерной дисперсной системы Ф=
=32 см, /120 мин, время загустевания э
120 мин.
Объем заколонного пространства скважины
3. где 1?к — объем колонны, см объем скважины, см.з. г!! Dews ч скв 4
h — высота продуктивного пласта, см;
h=170 см.
3 14 24 8 — — 170=82077 08 см с!в 4
Э У
YD
V = — -"- h к 4 где D „- диаметр колонны;
Dê=l6,8 см;
3 !4 ° 16 8
2. э
170=37664 92 см
У Ф
V, =82077,08-37664,92=44412,16 см
Объем пласта, занятого фильтратом 40 полимерной дисперсной системы показ атель фильтратоотдачи полимерной дисперсной системы, см /мин; э
Ф=32 см /120 мин;
П вЂ” пористость пласта, %;
П=17,4%.
V =О, 3? 4441 2, 16 — — — =8!677, 59 см
100 3
Общий объем тампонажного экрана эя колонной
V =82077+81677=163754 см
9 оБц
Тогда общий диаметр тампонажного экрана за колонной равен
Толщ!иня дополнительной перемычки
}!ввц-Dc!!s 35 03-24д8
Т вЂ” — — =5,1 см. веР 2 2
Толщина дополнительного экрана соответствует требованию. После перфорации снижение давления не наблюдается, крепь герметична, Формула изобретения
Способ тампонирования скважин со сложнопостроенными залежами, включающнй закачивание полимерного тампонажного материала в скважину, создянйе экрана в заколонном пространстве и перемычек в пласте, о т л ич а и шийся тем, что, с целью повьппения герметичности заколонного пространства и прочности экрана, в качестве полимерного тампонажного материала используют полимерные дисперсные системы щелочного отверждения на основе карбамидного олигомера и дифенолов, я толщина перемычек, создаваемых в пласте продуктивной зоны, регулируется фильтратоотдачей полимерной дисперсной системы, которая составляет 7-32 см /мин, в
) 479616
Таблица) г Наполнитель
Состояние эк- Испытание на
Толшнна пегерметичность рана после перфорации ремычки, см
8,0 )5
4,0
Камень имеет трещины, но они локальные и мекду собой не связаны
Неразрушенный
/ камень с небольшим коли5,2 и
8,0
22 и
И н чеством локальных трещин
Неразрушенный камень
6,4
28 и
8,0 и и и
7,2
8,0
° 1
l6
42 42
КС-11 ТС-10
2,0 Локальные трещины
3 1
4,1 Аналогично примеру 1
5,2 2
8,12 7
Кероген и и н
II
8,12 12
8,12 и
16 и
8,!2 и н и
0,4
8,0 3
2,0
8,0 и и
3,8
8,0 и н н
8,0
ФФ
ФФ и
9,98 13
9,98 20
5,0
° 1
Н и
5,7
9,98 н и
3
6,2
9,98
° l
42
TC-10
42
М-70 и 9
ФФ
1,0
)0,1 5
Тальк
Н
2,3
lO,l и и
6,3,5
lOi1 и
Н и
И
4 8
)0,1
ФФ
° 1
0,4
)0,0 3
10,0 8
И и н и
10,0
Н и
2
5,0
10,0 и
4,) 9,13 !6
9, 13 23 и
ll
5,4 и
6,3
9,13 и
Полимерная дисперсная система, г
ФФО" . ФФФ
НС1
43 43 14
КС-1) ТС-10 Кероген
40 40 20
КС-ll ТС-10 Керогеи
43 43 14
М-70 ТС- 10 Тальк
40 40 20
))-70 ТС-)0 Тйк
43 43 14
ТС-II ФРФ-50 Кероген
Фильтрятоотдача, см /мин
30 60 9 120
Разрушенный камень
Аналогично примеру 5 ! и
4,0 Аналогично примеру 1
3,4 -"- б
4 0 -"- 1
Прорыв воды в системе порода— камень - колонна прн Р„),А =1О ИПа не наблюдается
Прорыв воды при
Р * 10 )Ф)Па
Аналогично примеру 1
Аналогично примеру 1
1479616!
Процолжение табл.1
Толщи- Состояние экИспытапие на герметичность
Полимерная дисперсная система, r рН
Фильтра то о тдач а, см /мин на перана после перфорации ремычки, см
30 60 9 120
K.0. Дф
Наполни- НС1 тель н н
9,13
4
7,0
42 16
II ФРФ-50 Кероген
9,0 9
2,5 в — 5
КС9,0
4,0 в
9,0
5,0
Аналогично примеру 2
tt
3 н н
9,0
5,9
40 40 20
КС-11 ФРФ-50 Кероген
9,2 5
tl
tt
I,0
9,2
1 °
2,2
Аналогично пр.1 н
9,2
16 н
4,2 и и
9,2
2 в
5,3
3,0
Камень раэрушен (pH при отверждения
4,3) Прорыв воды при
Р „2 MII
96 н
3,0
4- 4%
П р и м е ч а н и е: Дф — дифснолы, К.О. — кяроамндный олнгомер, Таблица 2 изг.
24 ч,ИПа сж
24 ч,МПа
¹ п/п
Рецептура
ПлотРастекаСроки схватыность
Г/см. емость, см
К.О,, r Дф., г Наполнитель, r вания при t=
=50 С, МИН
1. 43
КС-1 1
2. 42
КС-1 1
43
ТС-!О
14
Кероген
1,19 23,3 120
4,5
6,2
4,2
5,8
4,0
5,5
4,3
5,9
4,0
5 6
3,8
5,4
1,19 23
1,20 21,6
1,20 20
7,8
140
6,3
138
7,5
6,0
135
5,6
7э!
3. 40
КС-11
4, 43
M-70
5, 42
М-70
6. 40
M-70
7. 43
КС-11
8. 42
КС"11
9. 40
КС-11
42
ТС-10
ТС-10
43
ТС-19
42
ТС-10
ТС-10
43
ФРФ-50
42
ФРФ-50
ФРФ-50
16
Кероген
Кероген
14
Тальк
16
Тальк
Тальк
14
Кероген
16
Кероген
Кероген
1,20 22,0 123
1 20 20 7 130
1,18 24 130
1,19 23,1 125
1,19 22 123
