Способ предупреждения и ликвидации зон поглощений в скважине

/ Е 21 В 33/138 51)5 Е 21 ВЗ интервала пое водным расметалла. креплению отам нефт дочных скв го материала исой смолы (ЙС) х групп не менее тся повыше- в скважине с пластами.ликвидации ючает после- ласт водного о металла и материала, аст произвоПри этом кар раствор соли поли пользуют в количе до 1,50 соответст го компонента,ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТ(71) Всесоюзный научно-исследовательскийинститут по креплению скважин и буровымрастворам(56) Инструкция по технологии изоляциипоглощения ТСМП, Ростов-на-Дону, 1983,(54) СПЯСОБ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ В СКВАЖИНЕ(57) Изобретение относится к креплению иремонтно-изоляционным работам нефтяных, газовых и геологоразведочных скважин. Цель - повышение эффективностиизоляции зоны поглощения в скважине споровыми малопроницаемыми пластами. В Изобретение относится к ремонтно-изоляционным раб ных, газовых и геолого-развежинЦелью изобретения являе ние изоляции зон поглощений поровыми малопроницаемыми. Способ предупреждения. и зон поглощения в скважине вкл довательное закачивание в п раствора соли поливалентног полимерного тампонажного продавливание растворов в пл скважину послЕдовательно 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 340 метилолъных 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.0 соли, В качестве фенольного компонента используют фенол и/или двух- атомный 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 заполненияглощающего пласта в,скважинтвором соли поливалентного В качестве полимерно пользуют смесь карбамид с содержанием метилольн 340/ мидную смолу и водныи алентного материала истве от 0,8 до 1,1 и от 0,67 нно к 1 мас.ч. фенольноВ качестве фенольного компонентаможно 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 (Ре,Са, Мц, А 1) не содержат твердой фазы иобладают хорошей проницающей способностью в паровые малопроницаемые пласты. Это дает возможность смеси растворовпроникать в поровые малопроницаемыепласты, образовывать там пластичную высоковязкую каучукоподобную массу - флюидонепроницаемый экран, которыйпредотвращает дальнейшее поглощениебурового и тампонажного раствора в пласт,Образовавшаяся вязко-пластическая массав дальнейшем схватывается и превращается в прочный, флюидонепроницаемый экран, Кроме того, создание непроницаемогоэкрана в пласте дает возможность образовать в скважине полимерный мост, изолирующий поглощающий пласт, Соотношениекомпонентов, указанное выше, обеспечивает, оптимальное время начала загустеваниясмеси, При невыполнении одного из этихусловий происходит или загустевание смесираньше намеченного срока, что приводит кзацементированию бурильных труб в стволе скважины, или поглощающий пласт остается неизолированным; или замедлениезагустевания смеси истинных растворов,что приводит к смыву полимерного экранаперепадом давления в системе скважинапласт,В табл. 1 приведены результаты лабораторных испытаний, по предлагаемому способу, в табл. 2 - по известному способу,П р и м е р, При залегании поглошающего пласта на глубине до 150 м задавливаниетампонирующих жидкостей производят через устье скважины с использованием герметизирующего устройства.Потребное количество каждой иэ тампонирующих смесей определяют по формулеЧт.с, = 0,785 Оскв, Ьз.п а, (1)ггде Оскв, - диаметр скважины по данным кавернометрии, м;пз,п. - мощность зоны поглощения, м; а - 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. -ЬЬ) (2)Рпжгде Нр. - отметка кровли поглощающего пласта,м;Нст. - статический уровень в скважине, 10 м;рптр и рпж - соответственно плотностьистинного полимерного тампонажного раствора и пэоодавочной (промывочной) жидкости, кг/м;15 ЬЬ - высота полимерного моста надкровлей 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 формулеНптр = 0,785 Оскв. (Ьзп. + Н ок.) + 0,785 (Оптр. г г- Осв ) Ь.и С (3)30где Ко, - расстояние от конца бурильныхтруб до кровли поглощающего пласта, м;Оптр, - диаметр эоны проникновениясмеси истинного полимерного тампонажно го раствора и ИРСПМ, м;С - коэффициент, учитывающий эффективную пористость пород,Объем продовочной жидкости определяют по формуле40гЧпр. = 0,785 (Нуп, - Нст,) бвнутр + Оскв(4)где Нуп. - глубина установки пакера, м;бвнутр. внутренний диаметр бурильных 45 труб,м;1 - высота от конца бурильных труб доголовы полимерного моста, м.Способ осуществляют следующим образом.50 В качестве примера использованияпредлагаемого 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 в 16 м обнаружено погло, щение промывочной жидкости; проницаемость пласта в интервале 1600 - 1678 м (8 - 12) 10 мкм, температура в зоне работ 510 С.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 ПГ-70,Работы по изоляции зон поглощенияначинаются только после определения мес тоположения, мощности, проницаемости поглощающего пласта и интенсивности поглощения.Потребное количество водного раствора соли рассчитывают по формуле 15лЧ. = 0,785 О;квйзп,агде Оскв. = 215 мм = 0,215 м;зп. =78 м;а =5; 20Чтс. = 0,785 0,215,78 5 = 14,15 м .Потребное количество истинного полимерного раствора определяют по формулеЧптр. = 0,785 Оскв, (6 зп. + Нок) + 0,785 ф 25"(1,215 - 0,215 ) 78 0,1 = 14,46 м .Потребное количество продавочнойжидкости определяется по формуле2Чпр. =0,785(Нуп. - Нст.) бвнут. + Оскв.1, 35где Нуп. = 650 м; Нст. = 100 м; бвнут. =0,112 м:1=82 м;Чпр. = 0 785 (650 - 100) 0,112 +0,21582 = 40= 52,46 м .Исходя из температурных условий визолируемом 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 бами или устьем скважины. Водный раствор соли и полимерный тампонажный раствор последовательно закачивают в скважину (без разделительной цементировочной пробки). При движении по бурильным тру 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 высоко- вязкой 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, о т л и ч а ю щ и й с я тем, что, с целью повышения эффективности изоляции зоны поглощения в скважине с паровыми малопроницаемыми пластами, продавливание вышеперечисленных материалов производят после заполнения интервала поглощающего пласта водным раствором соли поливалентного металла, а в качестве полимерного тампонажного материала используют смесь карбамидной смолы, содержащей не менее 340 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 мас, /О соли,2. Способ по и. 1, о т л и ч а ю щ и й с я тем, что в качестве фенольного компонент; используют фенол и/или двухатомный фе нол и/или их производные,( Температура,оС Концент"рацияИРСПМ Способность состава проникать впоровыеналопроницаеиыепласты Соотношение компонентов, мас.ч.ь СоотнорИ Время на чала за- густевания состава,мин Прочность через 7 суток, МПа шениефенольных комвода минеральные карбаииднаясмолаКСили органи" ческио соли окси- резорбензол цнн гидрохинон понентов 45 РеС 13 -5 44 РеС 11 -б 55 РаС 1 -5 44 СаС 1 е -4 46 СаС 1 -4 56 СаС)з -4 45 СаС 1 з -5 46 СаС 1 е -4 50 50 2,0 2,0 10,0 50 17 10,7 Способен То яе 1 46 50 13,6 50 14 1 О, 7 1:1,5 2,0 1:0,92 5,0 1;1 5,0 1:1,5 5,0 50 40525040 8,3 14 10,6 48 8,3 55 10,0 8,0 50 12 8,8 40 н 61,7 55 30 2 о 50 5 0 5,0 10,0 13 9,4 20 30 26 30 20 ЗО 20 26 16 148,0 9,4 40 14 56 СзС 1 з "4 1:1,547 сас)з -311145 СаС)з -5 1:154 СаС 1 е 1 -4 1:1, 3845 )8804 -3 1 О 9246 МВ 804 -4 1:155 М 8804 -5 1:1,545 А 1(НОт)з -5 1:47 А 1(НОз)з -3 154 А 1(Н 03)з -4 1:0,7237 (СНф.00) Са -3 1:0,6738 (СН СОО) Са -4 110,6954 (СНСОО)З Са -4 111, 3844 (СНзсОО)з Са -4 1;О, 9245 (СН СОО) Са -353 (СНЗСОО)З Са -6 1:0,9744 (НСОО)з Са -4 1:0 9244 (НСОО)з Са -б 1; 154 (НСОО)зСа -4 1: О, 72Запредельные зна-2,5 5,0 60 24 9,7 50 45 14045 9,5 40 Фенольные компоненты Предлагаемый способ 8Таблица 1 Таблица 2