Способ предупреждения и ликвидации зон поглощений в скважине

 

Изобретение относится к креплению и ремонтно-изоляционным работам нефтяных, газовых и геологоразведочных скважин. Цель - повышение эффективности изоляции зоны поглощения в скважине с поровыми малопроницаемыми пластами. Вскважину последовательно закачивают в интервал поглощающего пласта водный раствор соли поливалентного металла и полимерный тампонажный материал. Производят продавливание зтих материалов после заполнения интервалапоглощающего пласта водным раствором сол\л поливалентного металла. В качестве полимерного тампонажного материала используют смесь карбамидной смолы, содержащей не менее 34% метилольных групп и фенольного компонента. При этом карбамидную смолу и водный раствор соли поли'валентного металла используют в кол-ве от 0,8 до 1,1 и от 0,67 до 1,50 соответственно к 1 мае.ч фенольного компонента. Водный раствор соли поливалентного металла содержит от 6 до 13,6 мас.% соли. В качестве фенольного компонента используют фенол и/или двухатомный фенол и/или их производное. Tlo мере образования в пласте пластичной высоковязкой каучукоподобной массы полимерный тампонажный раствор про,цвигается к кровле поглощающего пласта. 1 з.п.ф-лы, 2табл,слсИзобретение относится к креплению и ремонтно-изоляционным работам нефтяных, газовых и геолого-разведочных скважин.Целью изобретения является повышение изоляции зон поглощений в скважине с поровыми малопроницаемыми пластами.; Способ предупреждения'и ликвидации зон поглощения в скважине включает последовательное закачивание в пласт водного раствора соли поливалентного металла и полимерного тампонажного материала, продавливание растворов в пласт произво-дят только после заполнения интервала поглощающего пласта в^скважине водным раствором соли поливалентного металла.В качестве полимерного материала используют смесь карбамидной смолы (RC-11) с содержанием метилольных групп не менее 34%.При этом карбамидную смолу и водный раствор соли поливалентного материала используют в количестве от 0.8 до 1.1 и от 0.67 до 1,50 соответственно к 1 мае.ч. фенольного компонента.^ о сх>&

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛ ИСТИЧ Е СКИХ

РЕСПУБЛИК ф

О

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ (21) 4604460/03 (22) 10.11.88 (46) 23.02.92. Бюл. М 7 (71) Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам (72) В.В.Гольдштейн, С.B,Ðàãóëÿ, И.Я.Данилов и В.Н;Сокова (53) 625.242.4 (088.8) (56) Инструкция по технологии изоляции поглощения ТСМП, Ростов-на-Дону, 1983,,с. 4 — 10.

Авторское свидетельство СССР

N1628610,,кл. Е 21 В 33/138, 1989.

Патент США N 4503912, кл. 166 — 295, 1985. (54) СПЯСОБ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ В СКВАЖИНЕ (57) Изобретение относится к креплению и ремонтно-изоляционным работам нефтяных, газовых и геологоразведочных скважин. Цель — повышение эффективности изоляции зоны поглощения в скважине с поровыми малопроницаемыми пластами. В

Изобретение относится к креплению и ремонтно-изоляционным работам нефтяных, газовых и геолого-разведочных скважин, Целью изобретения является повышение изоляции зон поглощений в скважине с поровыми малопроницаемыми пластами. . Способ предупреждения и ликвидации зон поглощения в скважине включает последовательное закачивание в пласт водного раствора соли поливалентного металла и полимерного тампонажного материала, продавливание растворов в пласт произвоЯЛ, 1714081 А1 (я)5 Е 21 В 33/13 // Е 21 В 33/138 скважину посл4довательно закачивают в интервал поглощающего пласта водный раствор соли поливалентного металла и полимерный тампонажный материал, Производят продавливание этих материалов после заполнения интервала поглощающего пласта водным раствором Соли поливалентного металла. В качестве полимерного тампонажного материала используют смесь карбамидной смолы, содержащей не менее

34% метилольных групп и фенольного компонента. При этом карбамидную смолу и водный раствор соли поливалентного металла используют в кол-ве от 0,8 до 1,1 и от

0,67 до 1,50 соответственно к 1 мас,ч фенольного компонента. Водный раствор соли поливалентного металла содержит от 6 до

13,6 мас.% соли. В качестве фенольного компонента используют фенол и/или двухатомный фенол и/или их производное. По мере образования в пласте пластичной высоковязкой каучукоподобной массы полимерный тампонажный раствор продвигается к кровле поглощающего пласта. 1 з,п.ф-лы, 2 табл, дят только после заполнения интервала по- д глощающего пласта в,скважине водным раствором соли поливалентного металла.

B качестве полимерного материала используют смесь карбамидной смолы (RC-11) с содержанием метилольных групп не менее

34%.

При этом карбамидную смолу и водный раствор соли поливалентного материала используют в количестве от 0,8 до 1,1 и от 0,67 до 1,50 соответственно к 1 мас.ч. фенольного компонента, 1714081

В качестве фенольного компонента можно использовать фенол и/или двухатомный фенол и/или их производные, а в качестве солей поливалентных металлов — соли

- железа, кальция, магния, алюминия и т.д, Преимущество данного способа заключается в том, что используемые водные растворы солей поливалентных металлов (Fe, Са, Mg, Al) не содержат твердой фазы и обладают хорошей проницающей способностью в паровые малопроницаемые пласты. Это дает возможность смеси растворов проникать в поровые малопроницаемые пласты, образовывать там пластичную высоковязкую каучукоподобную массу — флюидонепроницаемый экран, который предотвращает дальнейшее поглощение бурового и тампонажного раствора в пласт.

Образовавшаяся вязко-пластическая масса в дальнейшем схватывается и превращается в прочный, флюидонепроницаемый экран, Кроме того, создание непроницаемого экрана в пласте дает возможность образовать в скважине полимерный мост, изолирующий поглощающий пласт, Соотношение компонентов, указанное выше, обеспечивает, оптимальное время начала загустевания смеси. При невыполнении одного из этих условий происходит или загустевание смеси раньше намеченного срока, что приводит к зацементированию бурильных труб в стволе скважины, или поглощающий пласт остается неизолированным; или замедление загустевания смеси истинных растворов, что приводит к смыву полимерного экрана перепадом давления в системе скважинапласт.

В табл. 1 приведены результаты лабораторных испытаний, по предлагаемому способу, в табл. 2 — по известному способу, Пример. При залегании поглошающего пласта на глубине до 150 м задавливание тампонирующих жидкостей производят через устье скважины с использованием герметизирующего устройства.

Потребное количество каждой иэ тампонирующих смесей определяют по формуле

Vt.с. = 0,785 Dcêâ. Ьз.п а, (1) г где Оскв, — диаметр скважины по данным кавернометрии,м;

h3. . — мощность зоны поглощения, м;

a — коэффициент, учитывающий увеличение объема смеси для заполнения приствольной зоны в поглощающем пласте (а =5).

Объем продавочной жидкости (вода или глинистый раствор) определяют по формуле:

Чпр. =- 0,785 Оскв. (Нкр. — Нст. — — "- Ют ) (2)

Рпж где Нкр. — отметка кровли поглощающего пласта,м;

Нст. — статический уровень в скважине, 10 м; рптр и р,ж — соответственно плотность истинного полимерного тампонажного раствора и поодавочной (промывочной) жидкости, кг/м;

15 hh — высота полимерного моста над кровлей поглощающего пласта, м (5 м).

Если зона поглощения вскрыта на глубине более 150 м, задавливание тампониру- ющих смесей в пласт производят через

20 бурильные трубы в компоновке с пакером.

Требуемый объем водного раствора солей поливалентных металлов определяют по формуле (1).

Требуемый объем полимерного тампонажного раствора определяют по формуле

Нптр = 0,785 Оскв. (Ьзп. + Нок.) + 0,785 (Оптр. г г — 0скв. ) Ьвп.С (3)

30 где H«. — расстояние от конца бурильных труб до кровли поглощающего пласта, м;

Dmp. — диаметр эоны проникновения смеси истинного полимерного TGMlloHB>KHQго раствора и ИРСПМ, м;

С вЂ” коэффициент, учитывающий эффективную пористость пород.

Объем продовочной жидкости определяют по формуле

40 2

Vnp. = 0,785 (Нуп. — Hct,) бвнутр + 0скв I, (4) где Нуп. — глубина установки пакера, м; бвнутр. внутренний диаметр бурильных

45 труб,м;

I — высота от конца бурильных труб до головы полимерного моста, м.

Способ осуществляют следующим образом.

50 В качестве примера использования предлагаемого способа можно привести скважину с геолого-технической характеристикой: диаметр скважины 215 мм; диаметр эксплуатационной колонны 168 мм; способ эксплуатации — нагнетательная; максимальный угол наклона 30 на глубине 1208 м; в интервале 1600 — 1678 м обнаружено погло, щение промывочной жидкости; проницае1714081 мость пласта в интервале 1600 — 1678 м (8—

12) 10 мкм, температура в зоне работ

510С.

Если зона поглощения вскрыта на глубине более 150 м, то задавливание тампони" 5 рующих смесей в пласт производят через бурильные трубы в компоновке с пакером

П Г-2-70, Работы по изоляции зон поглощения начинаются только после определения мес- 10 тоположения, мощности, проницаемости поглощающего пласта и интенсивности поглощения.

Потребное количество водного раствора соли рассчитывают по формуле 15

Ч„. = 0,785 О,„.,h».а где Оскв. = 215 мм = 0,215 м;

hen. = 78 м; а =5; 20

Чтс. = 0,785 0,215,78 5 = 14,15 м .

Потребное количество истинного полимерного раствора определяют по формуле

Чптр. = 0,785 Оскв (hen + Нок) + 0,785" 25

"(Ойтр. Оскв. ) hen.С, где HQK = 80 м; Оптр. = DcKe. + 1 = 1,215 м;

С=0,1;

Чптр. = 0,785 0,215 (78 + 80) + 0,785» 30

"(1,215 — 0,215 ) 78 0,1 = 14,46 м .

Потребное количество продавочной жидкости определяется по формуле

2 2

Vnp. = 0,785 (Нуп. — Нст.) < внут. + Оскв. ° I, 35 где Hyn. = 650 м; Нст. = 100 м; бвнут. =0,112 м;

1=82 м;

Vnp, = 0 785 (650 — 100) 0,112 +0,215- 82 = 40

=. 52,46 м .

Исходя из температурных условий в изолируемом интервале подбирают рецептуру полимерного тампонажного раствора 45 водного раствора соли, Затем спускают бурильные трубы с пакером в скважину или образуют герметизирующее устройство на устье скважины. Производят обвязку цементировочного агрегата с бурильными тру- 50 бами или устьем скважины. Водный раствор соли и полимерный тампонажный раствор последовательно закачивают в скважину (без разделительной цементировочной пробки). При движении по бурильным тру- 55 бам растворы смешиваются и через время, равное времени загустевания этой смеси, образуется пластическая пробка в трубах.

Эта пробка движется по бурильным трубам, т,к. напряжение сдвига намного выше мгновенной величины адгезии материала пробки к металлу труб; Таким образом, пластическая пробка выполняет роль разделительной. При достижении забоя пробка выпадает на дно скважины. В это время затрубное пространство скважины закрывают (водный раствор соли находится против поглощающего горизонта по всей мощности пласта) и начинают продавливать полимерный тампонажный раствор в пласт. По мере образования в пласте пластичной высоковязкой каучукоподобной массы (полимерного флюидонепроницаемого экрана) полимерный тампонажный раствор продвигается к кровле поглощающего пласта. Возрастание давления на манометре цементировочного агрегата свидетельствует о формировании полимерного флюидонепроницаемого экрана в пласте, который предотвращает дальнейшее поглощение бурового или тампонажного раствора, Производят подъем бурильных труб с пакером, скважину оставляют на ОЗЦ. Затем разбуривают полимерный мост и убеждаются в восстановлении циркуляции промывочной жидкости, Формула изобретения

1. Способ предупреждения и ликвидации зон поглощения.в скважине путем последовательного закачивания в интервал поглощающего пласта водного раствора соли поливалентного металла и полимерного тампонажного материала с последующим продавливанием их в поглощающий пласт, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности изоляции зоны поглощения в скважине с паровыми малопроницаемыми пластами, продавливание вы шепереч ислен н ых материалов и роизводят после заполнения интервала поглощающего пласта водным раствором соли поливалентного металла, а в качестве полимерного тампонажного материала используют смесь карбамидной смолы, содержащей не менее 34 метилольных групп, и фенольного компонента, причем карбамидную смолу и водный раствор соли поливалентного металла используют в качестве от 0,8 до 1,1 и от 0.67 до 1,50 соответственно к 1 мас.ч. фенольного компонента, при этом водный раствор соли поливалентного металла содержит от 6 до 13,6 Mac, / соли, 2. Способ по и. 1, отличающийся тем, что в качестве фенольного компонент; используют фенол и/или двухатомный фе нол и/или их производные.

1714081

Г

Температура, с, Концентрация

ИРСПМ

Способность со става проникать в пороеые налопроницаеиые пласты

Соотношение компонентов, мас.ч.,2

Соотнор»

Время начала загустевания состава,мин

Прочность через

7 суток, МПа шение фенольных ком вода Iминеральные карбаиидная смола

КС-11 или органи" ческис соли окси- резорбензол цнн гидрохи ноя понентов

45 FeC13 -5

44 FeC11 -6

55 FeC19 -5

44 CeC I з -4

46 СаС1 -4

56 CeCI з -4

45 CaCle -5

4b СаС1е -4

50

2,0

2,0

10,0

17

10> 7

Способен

То яе

50

13,6

14

10,7

1:1,5 2,0

1:0,92 5,0

1: I 5,0

1:1,5 5,0

4U

52

8,3

10,6

8,3

10,0

8,0

12

8,8

6t, 7

8,5

20

5 0

5 0

10,0

9,4

26

30 20

ЗО 20

26 16

14 и

° 8,0

9,4

14

56 СзС1з "4 1>1,5

47 CVC1 -З 1>1

45 СвС1з -5 1:1

54 СвС1з -4, 1:1,38

45 »gSV -З 1 . О, 92

46 MSSV4 -4 1:1

55 HHSVy -5 1: I 5

45 81(НОт)з -5 1:I л1(но,), -з 1>1

54 Аl (НОЗ)з -4 1:0,72

37 (С»ф. 00) Са -3 1:0,67

38 (СН COO) Са -4 1:0,69

54 (СН!СОО)з Св -4 1:1,38

44 (СНзсOO)e Са -4 I:V, 92

45 (СН СОО) Са -3 1:0,92

53 (СН ЗСОО)З Са -6 1: О, 97

44 (НСОО)з Са -4 1 >0> 92 44 (HCOV)e Са -6 1: 1

54 (HCOO)зСа -4 1: О, 72

Запредельные зна

-10 1:1 53

5,0 6,7

9,5 !

0,7

5,0

6,0

5,0

50

10,0

6,9

6> 24

8 V

10,7

5,0

16

10,2

32.

6,5

13

10,0

10,0

20

6,5

50

9,8

60

14!

6,5

8>3

10,0

20

5,0

30

6>9

20

15 99

5,0 6,0

5,0

55

6,9

9,6

30 2V

30 10

9,0 7>5

14

9,1

9,0

7,3

6,9

16

9>1

8,9

20 10

50

9,0

55

9,0 8,3

9,0 6,24

9,0 10,17

9,2

20

14 9.2

25

45

13 ч

9,0

2l

7,0

8,3

13,6

15

9,3

20

7,0 50

15 ч

9>4

21

7,0 6,9

14

9,5 чения

50

40 FeC19

65 ГеСlв

30 СаСlе

47,5 СаС1з

43 РеСlз

2,0 20,0

10,6

40

1:2,3 2,0

1:0,47 5,0

l:1 5,0 !. 1 2,0

7,!

26

10,4

60

14,2

9,8

20

-2,5

5,0

24

9,7

45

140 45

9,5

Фенольные компоненты

Предлагаемый спосоГ>

Таблица 1

Таблица 2