Способ упрочнения пород

СОЮЗ СОВГТСКИХСОЦИАЛИСТИЧЕСКИХРЕСПУБЛИК 752 3)5 С 09 К 7/О ЕТ К АВТО следовательскикреплению сква овинский Д.Л; и тые растворы: - М.: Недра. 1985, во СССР , 1984,38, опублик. 1978.В,А, Упрочнение од при бурении , с. 18, 102-129. ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМПРИ ГКНТ СССР ПИСАНИЕ ИЗО У СВИДЕТЕЛЬСТВУ(71) Всесоюзный научно-иси проектный институт пожин и буровым растворам(56) Терещенко Н.П., Дубрдр, Отверждаемые глинисРазведка и охрана недр; -М 12, с. 28-29,Авторское свидетельстМ. 1239143, кл. С 09 К 7/02Патент СШАГч. 41 20369, кл. Е 21 В 33/1Бочко З,АНикишиннеустойчивых горных порскважин. - М,: Недра, 1979 Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин,в частности к проводке скважин в интервалах неустойчивых терригенных пород,Известен способ закрепления пород приствольной эоны скважины отверждаемыми растворами, заключающийся в применении полимерного связующего фенолформальдегидного типа для отверждения раствора в скважине.Известен Способ приготовления ингибированного солями алюминия бурового раствора, заключающийся в делении компонентов обработки на порции с различным массовыэсоотношением КМЦ, щелочи, хлорида щелочноземельного металла исульфата алюмйния, и последующем их смешении и вводе в буровой раствор,Известен способ бурения скважины в неконсолидиройанных доломитовых поро(54) СПОСОБ УПРОЧНЕНИЯ ПОРОД (57) Использование: бурение скважин в неустойчивых терригенных отложениях, Сущность изобретения: заполняют закрепляемый участок ствола скважины" осаждаемым реагентом путем введения его в буровой раствор в процессе бурения. Затем нагнетают в скважину в течение 15-30 мин под иэбь- точным давлением 1,5-3 МПа электролщ, В качестве электролита используют растворы сульфата алюминия или алюмокалиевых. или аммонийных квасцов концентрацией не менее 5 мас.%, а осаждаемого реагента - карбоксиметилцеллюлоэу, 2 э.п,флы, 2 табл. дах, заключающийся в периодической остановке бурения, закачке в эти пласты водного раствора, содержащего кислоту, ПАВ и реактивы, осаждающие силикаты, водные растворы водорастворимьгх силикатов и водные растворы реагентов, осаждающих силикаты.Известен также способ упрочнения неустойчивых горных пород при бурении скважин, заключающийся в проведении двух операций по закачке 15%-ного раствора силиката натрия и 2,5%-ного раствора СаС 2 или операции по смешиванию и закачке в скважину смеси силиката натрия с кремнефтористоводородной кислотой,Недостатками известного способа являются необходимость двух операций по закачке или по смешиванию и закачке смесей, при этом затруднено продвижение еля через фильтрационную корку в породу и онане охвачена крепящим составом. Кроме того, наблюдается полная несовместимостьостатков крепящихсмесей с буровым раствором и потеря стабильности бурового раствора ввиду коагулирующего действия 5компонентов смесей в условиях высокихтемператур в скважине,Способ неприменим как при породах снефтью, так и при наличии вод с рН 9, Причем компоненты смесей токсичны, а длительность сроков упрочнения гелей и ихсмесей с песком не удовлетворяет требованиям углубления скважины,Цель изобретения - сокращение длительности достижения крепящим составом 15максимальной механической прочности приодновременном повышении устойчивостиприствольной зоны за счет уменьшения эоны проникновения фильтрата и повышениястабилизирующей способности бурового 20раствора при высоких температурах.Поставленная цель достигается тем, чтозаполнение закрепляемого участка стволаскважины осаждаемым реагентом осуществляют путем введения его в буровой раствор в процессе бурения, а электролитнагнетают в течение 15 - 30 мин под избыточным давлением 1,5 - 3 МПа.При этом в качестве электролита используют растворы сульфата алюминия или 30алюмокалиевых квасцов или аммонийныхквасцов концентрацией не менее 5 мас,о.В качестве осаждаемого реагента используют карбоксиметилцеллюлоэу,Изобретение позволяет обеспечить повышение устойчивости приствольной зоныза счет уменьшения эоны проникновенияфильтрата при повышении стабилизирующей способности бурового раствора при высоких температурах и формирования при 40краткой длительности процесса в приствольной зоне скважины нерастворимогослоя с повышенной механической прочностью, а также совместимость способа с циклом бурения при сокращении затрат 45времени.Сравнение изменения показателейизвестного и предлагаемого способов понефтепромысловым геофизическим исследованиям и лабораторным данным дано в 50табл. 1 и 2.П р и м е р 1. При бурении в интервале3900-4720 м скважины применяли буровойраствор плотностью 1,63-1,67 г/см . Контролем при перепаде давления 5 МПа и при 55забойных температурах 110-140 С установлено, что за счет обработки КМЦ,.ФХЛС, гидролизованного каустическойсодой, хромпика, показатель фильтрациисоставляет 13-13,6 смз, а толщина фильтрационной корки 6,0-7,2 мм, По окончаниирейса углубления (в среднем проходка 18 мза рейс в приэабойный интервал закачивают 1,8 мэ 5-ного раствора алюмокалиевыхквасцов КА(304)2 12 Н 20,По достижении этим обьемом вскрытого интервала закрывают устье скважиныплашечным превентором, прод 2 авливают, повышая давление на 30 кгс/см (120 кгс/смпри продавке вместо 90 кгс/см при циркуляции), При снижении давления ниже105 кгс/см включением насоса повышаютдавление до 120 кгс/см,Процесс продолжают в течение 30 мин,Затем при очередном снижении давленияна стояке, например, до 90 кгс/см избыточное давление в скважине стравливают, отводя избыток бурового раствора черезвыкидную линию в запасной мерник. Затемустье скважины открывают. делают подъемкомпоновки бурильного инструмента, сменудолота и спуск на очередное добавление.После спуска инструмента на забой скважину промывают, отводя "пачку" раствора салюмокалиевыми квасцами в отдельный запасной мерник. Бурение ведут с использованием бурового раствора, обработанногоКМЦ, беэ добавок квасцов или других ингибиторов, Передподьемом бурильной колонны для смены отработанного долотаоперацию закачки и продавливания вовскрытый интервал обьема раствора алюмокалиевых квасцов проводят в описанном ранее порядке.Практические результаты сводятся квозможности дальнейшего, ниже отметки4720 м, углубления скважины без спуска"хвостовика "ф 194 мм из труб Р 110,П р и м е р 2. Характерной особенностьюдля геолого-технических условий буренияскважин на площадях в интервале 41325250 м является интенсивность обвалообраэований и газопроявлений, не устраняемыхприменением ингибированных буровыхрастворов, утяжеленных до плотности 1,681,77 г/см .Подбором и контролем рецептур непосредственно в термобарических условиях установлено отрицательное воздействиепримесей силикатов натрия (при их дозировке до 1 О), ингибиторов - электролитовСаС 12, сульфата алюминия, алюмокалиевыхквасцов и аммонийный квасцов в дозировках до 0,5-1 о ,При температуре 155 С, соответствующей забойной в скважине, пробы буровыхрастворов с такими добавками седиментационно неустойчивы (Ьр=0,62 г/см ), имели неупорядоченную структуру (например,Ч 1/1 о/зо"107/125/40 мг/см) и имели высо- Бурильную колонну освобождают отгкий показатель фильтрации (Фзо=41 смз). плашек превентора, проводят ее подьем дляУпрочнение приствольной зоны глубо- смены отработанного долота и спускают инкойскважинысиликатизациейввидуугроэыструмент на очередное долбление, Промы- .гидроразрыва пластов, катастрофических 5 вают скважину, отводя призабойный объемгазопроявлений в результате этого,а также раствора сульфата алюминия в специальввиду несовместимости с технологическим ный мерник, а объем зон смешения - в амциклом строительства скважины является бар.тампонажной операцией, Бурение продолжают с применениемВ связи с этим применяют упрочнение 10 стабилизированного бурового раствора спород по изобретению, Буровой раствор вводом КМЦ(КМЦ) без добавокзплотностью 1,77 г/см обрабатывают реа- сульфата алюминия, алюмокалиевых илигентами комплексного действия (гидролиэо- аммонийных квасцов, По завершении углубванный ФХЛС, КССБ), а требуемой ления операции повторяют в описанной поповышенной стабилизации достигают вво следовательности,дом при бурении КМЦ(в конечных ин- Для оценки эффективности повышениятервалах скважины КМЦ) по 0,3-0,4 с устойчивости пород вскрытых интерваловтем, чтобы показатель фильтрации при используют оценку технологического состоидентичной температуре забоя скважины яния ствола по резкому снижению осложнене превышал 11 - 13 см .;: 20 ний в процессе строительства .скважины иДобавки бихроматов при этом исключа-интерпретационный материал бокового кают для сохранения стабильности показате- ротажного зондирования (БКЗ), На основелей свойств бурового раствора - как последнего и некбторйхдругйх геофизичеседиментационной устойчивости, так и ских исследований оценивается радйусфильтрации. 25 дренирования бурового раствора (проникСредняя проходка за рейс углубления . новения его фильтрата).составляет 20 м, По завершении отработки Применение известного способа позводолотаф 295 мм во вскрытый интервал, сляетснизитьзатратынабурениена 7 руб./мрезервом над ним по высоте в 3 - 5 м, зака- и сократить время на проведение каждойчивают 2,5 м 35 -ного раствора А 1 г(ЯОа)з. 30 операции по упрочнению неустойчивых по 3 оПосле закрытия плашечного превентора во род в среднем на 44 ч,вскрытый интервал скважины в течение 20- Формула изобретения25 мин продавливают этот раствор осарите-, 1, Способ упрочнения пород, йключаюля, поддерживая давление 125 кгс/см (при щий вытеснение бурового раствора и запол- .г110 кгс/см во время циркуляции, т,е. при 35 нение закрепляемого участка стволаизбыточном перепаде 15 кгс/см ), Эта вели- скважины осаждаемым реагентом с послечина установлена как минимальная после дующим нагнетанием в ствол скважйны подгтого, как при 113,5 кгс/см не наблюдалось избыточным давлением электролита; о т л изаметное снижение давления, свидетельст- "ч а ю щ и й с я тем, что, с целью сокращениявующее при проверенной заранее герме длительности достижения крепящим состатичности скважины об отсутствии эффекта вом максимальной механической прочностипродавливания. Не обусловили закрепле- при одновременном повышении устойчивония пород и попытки продавливания рас- сти приствольной эоны за счет уменьшениятворов осадителей при их концентрации зоны проникновения фильтрата и повышеменее 5%, причем наблюдавшееся ускорен ния стабилизирующей способности бурово ное снижение давления при этом свиде- го раствора при высоких температурах,тельствовало о повышении проницаемости заполнение осаждаемым реагентом осущефильтрационной корки на стенке и увеличе- ствляют путем введения его в буровой рэснии дренирования самой приствольной зо- твор в процессе бурения, а электролитны скважины, 50 нагнетают в течение 15-30 мин под избыПри снижении на 5 - 10 кгс/см перепа- точным давление 1,5-3,0 МПа.гда давления ниже заданного режимом 2. Способ по и. 1, о т л и ч а ю щ и й с явновь включают насосы для восстановления тем, что в качестве электролитаиспользуютоптимальной величины. При завершении растворы сульфата алюминия илиалюмокациклов продавливания осаждающего рас лиевых квасцов или аммонийных квасцовтвора, при последующем снижении давле- концентрацией не мейее 5 мас.%.ния на стояке до 110 кгс/см давлениег3. Способ по пп. 1 и 2, о т л и ч а юстоавливают, отводя избыток бурового рас- щ и й с я тем, что в каЧестве осаждаемоготвора через выкидную линию в запасной мер. реагента используют карбоксйметилцеллюник, лозу.1752750 Таблица 1 ь ь евье гОпыт Условия опыта а7е а аа6 ва еДополнительный перепаддавленияР НПа 3,0 1 1,5 30 5,0 3,0 Олнтельность опыта Т, иинПоказатель фильтрации раствора А 12(БО ( смз 10 15 ЭО5,1 12,6 21,3 0,5 60Гидроразрыв 28,7(прорыв)фильтрационной корки ь ь в ьв е в е е евииве еее е еи е евг вП р и и е ц а н и е. фильтрация раствора сульфата алюминия (25 иасА) через сформированнуюпри 5 МПа фильтрационную корку бурового Раствора, стабилизированногоКМЦ 600 (0,35 мас.) температура в процессе опыта 155 С, перепадыдавления сверх 5 МПа (дополнительные 1 " 5 НПа).Таблица 2аааав гавее ьвв вьета а еье ь авив вега вьв аееа ь а,в, аа, е аеаааа аааввеРезультаты испытаний Известный способ Предлагаемый е а е ее в е аа Эона пронйкновейия бурового раствора при вск ытии пласта б ением Р УРЗона проникновения фильтрата бурового Буровой раствор с КНЦ и раствора применяемого ри вскрытии электролитными добавками интерввла неустойчивых пород (по интер и более претации фактических данных геофизических исследований скваеин методом бокового каротахного зондированияБКЗ), диаметров скважиныСаоотнозагние эон дренировання (эон проник" Я 1 э (2":4) О, новения фильтрата бурового раствора) и Я с ЯЗОН УПРОЧНЕННЯ (Яз , ЯуР - От НОМИнвльной стенки),с радиусом ЯсхзСтабилизирующая способность бурового раствораприменяемого при вскрытии пласта бурением Седиментационная неустойчивость утягчав 0,37062 ленного бурового раствора, г/смз(фР в 15 зСз,з е 40 С;время термообработки 5 ч)АЯ вЯз ЯмПоказатель фильтрации бурового раст(41) и более вора при перепаде давления 50 кгс/смзв температуре забоя скважин 140"С(лабораторные исследования нафильтр-прессе ФП) Ф , смз .Состояние, взаимодействие, распределение состсред, механические свойства Состояние упрочняюцей среды (лабораь Гелеобразное торные данные)Поквлизация крепязего состава (иоде"лирование в лабораторных испытаниях) Буровой раствор с КМЦбез электродных добавок(ингибиторов) 0,30,5 именеесс (О,З-:05) О,ьЯОР ъЯскз 0,06"0,09 11"13,8 и менее азов и Уплотненное, практическинерастворимое На фильтрационной корке (в в порах коллекторапри случайном снятии Корки с пор в иомент закачки составов) В фильтрационной корке ив порах пород приствольнойзоны под коркой Взаимодействие и механическая процность (лабораторные испытания): Смесь пакета с растворами силнката натрия и отвердителя (СаС 12 или кремнефтористоводороднаякислота) 15-,(1540) фильтрационная корка бурового раствора с КМЦ после продавливання осадителя - растворов алюминатоз А 1(БО) и ле.Э 7.75 прочность эакрепляемой среды ссоставом, кгс/смз На модели песчаной поро-. ды и корки на ней не продазливается гель 143",О 5 " :;,(сразу йослв"гежобрааования)7,5 е 1,2 (через 5 сут) бпродавпивание крепвзего состава или его компонентов при дополнительном аРв 1,5-3 МПа 1 прочность собственно крепяцего состава, кгс/смзРаствор осадителя сквозькорку проходит за 15-30 иин то хе во времени, кгс/смзвега вгвтавеаг ага ге евФватаев веети г и ав е гавггтеа 1015 (в нижнем слое)раздельно-фильтрвционная коркабурового раствора с КМЦ, кгс/смз г Условия продвижения крепящих сред в массив породы,совместимость с циклом буренияДлительность продвижения через фильтраци- Ие продвигается при 0250,5онную корку (лабораторные исследовани 1) ЬР до 5 МПач Величины йерепалое давления, дополнительных по сравнению с условиями привскрытии коллектора, ИПа Соизмеримы с нагрузками 153при гидроразрыве пласта 24-;65 (для гелей), внем 44 Длительность достижения конечной механнческой прочности, ч (лабораторные ис"следования) сред,25-,0,5 До 4 В сумме до 20 и болева еа авваеееевае Составитель Л. БестужеваТехред.М.МоргенталКорректор Л. Лукач Редактор В, Петраш Заказ 2733 Тираж Подписное ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР 113035, Москва, Жа 35, Раушская наб., 4/5 Производственно-издательский кОмбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101 раздельнотфильтрационная корка буро" 70-0 5 (в Мелом)аого раствора с А 12(0 ь) (без кмЦ),кгс/смз раздельно"фильтрационная корка бурового рестеорв с КИЦ после продавливания 252-ного раствора А 12(ВО)1кгс/смт;через 30через 90 совместноафильтрационная корка бурового раствора с КИЦ на проннцаемом(500,аП) образце породы после продавлиеания 25-ного раствора А 1(80)Зчерез ЭО Длйтельность сохранения цельности привращении и вертикальном периодическомсмещении стержня на контакте с поверхностью среды (лабораторные исследования), ч 37-.75 (в целом) 40 Ф 75 (а целом).37 ь 75 (в целон)