Способ снижения интенсивности поглощения бурового раствора

(51)5 С 7/00 ПИ НИЕ ИЗОБРЕТЕНИ ЛЬСТВУ тел одки праНедра,урениюктивГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМПРИ ГКНТ СССР ВТОРСКОЬЮ Сви(71) Украинский научно-исследоваский институт природных газов(56) Теоретические вопросы провскважин в поглощающих пластах.ВНИИОЭНГ, 1973, с.63.Иночкин П.Т., Прокшиц В.Л. Свочник бурового мастера. - И.:1968, с.405.(54) СПОСОБ СНИЖЕНИЯ ИНТЕНСИВНОСПОГЛОЩЕНИЯ БУРОВОГО РАСТВОРА(57) Изобретение относится к бскважин. Цель " повышение эффе Изобретение относится к бурению скважин,Цель изобретения - повышение эффективности. способа при интенсивности поглощения менее 5 мз/ч за счет повышения закупоривающей способностициркулирующего бурового раствора пу" , тем его обработки, при этом обработ" .ку циркулирующего бурового раствора ведут до снижения сжимаемости его фильтрационной корки.В табл. 1 приведены результаты лабораторных исследований сжимаемости фильтрационных корок буровых раст- воров.В табл. 2 приведены результаты обработки бурового раствора с целью повышения его закупоривающей способ" ности путем химобработки. 2ности способа при интенсивности поглощения менее 5 мэ/ч. Для этого повышают закупоривающую способностьциркулирующего бурового раствора путем его обработки, .которую проводят до снижения сжимаемости его фильтрационной корки, При обнаружении поглощения бурового раствора отбирают его пробы и обрабатывают их, например, различными реагентами, при этом определяют сжимаемость Фильтрационной корки,.отношение плотности корки после химобработки к исходной, Благодаря обработке циркулирующего бурового раствора повышается его закупо" ривающая способность, а также обеспечивается снижение сжимаемости Филь трационной корки. 1 ил 3 табл,В табл. 3 содержатся данныеьтатах использования известредлагаемого способов. При наличии в резерве скважины поглощающих пластов,и если размеры поглощающих каналов превышают размеры частиц твердой Фазы бурового раствора, последний уходит по трещинам в пласт, Интенсивность ухода раствора в пласт зависит от поперечных размеров трещин, от перепада давления в системе скважина - пласт, от вязкости раствора, При одинаковом перепаде давления и одинаковой вязкости раствора управлять интенсивностью поглощения можно лишь путем изменения поперечных размеров поглощающих каналов или их закупорки, 155891Если поглощающие каналы имеютра нулярно-трещиноватую пористость, то при течении по трещине бурового раствора на ее стенках образуется фильтрационная корка иэ твердой Фазы бурового раствора. Этот процесс аналогичен образованию Фильтрационной корки на стенках скважины против прони- цаемых пород. Фильтрационная корка 1 О имеет разную плотность по толщине. Наиболее плотные слои корки прилегают к стенке трещины, а наименее плотные находятся в контакте с буровым раствором, Наиболее плотные слои кор ки имеют и наибольшие прочность и сопротивление размыву потоком раствораПлотность корки зависит от состава твердой фазы, от электро-химических сил взаимодействия между частицами 2 О твердой Фазы и гидродинамических сил,возникающих при фильтрационных процессах через корку. Наиболее плотный и наименее проницаемый слой корки образуется на контакте со стенкой сква- р 5 жины, так как на него передается наибольший перепад давления, т,е, он испытывает наибольшее гидродинамическое воздействие. действующий перепад дав-. ления на последующие слои корки умень- ЗО шается, уменьшается и их плотность и . прочность. Силы электрохимического взаимодействия между частицами твердой Фазы также влияют на плотность слоев корки: чем сильнее эти силы, тем менее плотная корка, хотя проницаемость ее может быть низкой.После вскрытия поглощающего пласта интенсивность поглощения может ао временем как уменьшаться, так и уве О личиваться. Уменьшение интенсивности поглощений связано с уменьшением про" ходного сечения поглощающих трещин в результате образования .на их стенках фильтрационной корки. Образование 4 Фильтрационной корки не только сужает проходное сечение трещин, но и пре-. дупреждает их эрозионный размыв потоком .раствора, Интенсивность поглощения стабилизируется при наступлении динамического равновесия между скоростью образования корки и скоростью ее размыва потоком раствора. Чем более толстый слой корки образуется при динамическом равновесии тем меньше поперечный размер трещины и тем самым меньше интенсивность поглощений, При этом толщина корки при наступлении динамического равновесия зависит от плотности и прочности корки: с увеличением плотности корки увеличивается ее толщина при динамическом равновесии. Если корка имеет низкую плотность и прочность, т.е. слабое противодействие эроэионному размыву, она не только не уменьшает проходное сечение толщины, но и не предохраняет трещину от эрозионного размыва, потоком раствора. В этом случае после вскрытия поглощающего пласта интенсивность поглощений увеличивается со временем из-эа увеличения поперечных размеров поглощающих каналов в результате эроэионного размыва стенок трещины.Берут два раствора с одинаковым яоказателем водоотдачи и с одинаковой толщиной корки, соответствующей данной водоотдаче. Плотность растворов равна 1,3 г/смз,раствор глинис- тый на водной основе. Состав и тип глины (основного твердого наполните" ля раствора) также одинаковый. Средняя плотность фильтрационной корки для первого раствора равна 1, г/смэ, для второго - 1,8 г/смз. Фильтрационная корка этих растворов имеет разную структуру: структура корки первого раствора рыхлая, у второго раст" вора плотная. У первого раствора сни. жение водоотдачи достигнуто эа счет электрохимического воздействия на раствор и его фильтрационную корку, а у второго раствора - эа счет плотной упаковки частиц в корке. Таким образом, два буровых раствора имеютодинаковый показатель водоотдачи, одинаковую толщину корки, одинаковую проницаемость корки. С точки зрения бурового процесса (влияния на ослож ненность ствола, прихватоопасность, устойчивость ствола скважины) эти растворы можно отнести,к одному типу.Получают следующие результаты при" менения этих растворов для изоляции поглощающих горизонтов.При использовании первого раствора с рыхлой коркой эффект закупорки минимальный. Все слои корки, кроме непосредственно прилегающего к стенке трещины, имеют слабую прочность.и легко смываются потоком раствора. Поэтому при динамическом равновесии между скоростью образования корки и скоростью ее размыва на стенках трещины имеется тонкий слой Фильтрационной корки, который не только не515 снижает интенсивность поглощения, но может оказаться недостаточным для предупреждения размыва стенок трещи" ны.При использовании второго раствора с плотной Фильтрационной коркой слои корки имеют более высокую прочность по сравнению с коркой первого раствора, Поэтому динамическое раЬ- новесие наступает при большей толщине корки на стенках трещины, а следовательно, при меньшем проходном сечении поглощающей трещины, Интенсивность поглощения при использовании второго раствора меньше, чем при применении первого раствора, так как при его использовании в местах Неровностей и изгибов поглощающего канала происходит периодический срыв слоев корки. Более плотная корка второго раствора менее подвергнута эрозионному разрушению и диспергированию и способна закупорить трещину путем образования шламовых пробок.Способ осуществляют следующим образом.На приборе измерения водоотдачи растворов Формйруют фильтрационную корку под перепадом давления и определяют ее плотность. Проводят обра" ботку раствора химреагентами и вновь формируют и определяют плотность фильтрационной корки. Выбирают тот вид обработки раствора, при котором плотность корки максимальна и выпол" няется условие9: 9, = минугде у и о - соответственно плотность уплотненной и неуплотненной корок бурового раствора.Для этого процесс формирования корки осуществляют на двух приборах. После .того, как корки сформированы,из одного прибора раствор сливают и в камеру прибора поверх корки заливают уплотняющую жидкость, например машинное масло. Под перепадом давления осуществляют процесс уплотнения корки, который прекращают при завершении выхода фильтрата из Фильтра камеры прибора. Уплотненную корку извлекают из прибора и определяют ее, плотность. Определяют также плотность неуплотненной корки из другого прибора. Определяют отношение плотности 8951 6для этих корок. Указанные операциипроводят после проведения разных химобработок раствора, Выбирают ту химобработку, при которой отношение р ::9 минимальное,Плотность корки определяют, какотношение веса корки к ее объему.Вес корки измеряют взвешиванием. Объем корки определяют, например, пообъему вытесненной жидкости послепогружения корки в тарированный цилиндр с жидкостью.В табл, 1 и 2 приведены результаты исследований фильтрационных корокбуровых растворов. Пробы раствораобрабатывают гипаном, Феррохромлиг,носульфонатом (ФХЛС) и карбоксиметилцеллюлозой (КМЦ) с разной дозировкой20 этих реагентов,Исследования проводят следующимобразом. В камеры двух измерительныхприборов ВМзаливают пробы. буровогораствора и при перепаде 2,5 кгс/см25 осуществляют процесс Фильтрации, Перепад 2,5 кгс/см 2 создают путем установки дополнительного груза, ПроцессФильтрации в обоих приборах заканчивают после отфильтровывания 50 смзЗО фильтрата. После этого оставшуюся(непрофильтровавшуюся) цасть раствора из камер приборов сливают. Из одного прибора фильтрационную корку извлекают, измеряют ее вес на лабора 35 торных весах и определяют объем путем погружения в мерный цилиндр сдизельным топливом. По результатамизмерений вычисляют плотность и толщину корки по формулам40Сл 1Г Ч, ф45где С - масса неуплотненной корки;Ч, - объем неуплотненной корки;1, - толщина неуплотненной корки;Р - площадь фильтра.В камеру второго измерительногоприбора поверх сформированной коркизаливают машинное масло и при перепаде 2,5 кгс/см осуществляют уплотнение корки. 0 завершении процесса уп,лотнения корки судят по завершениюотжатия из корки жидкости, Корку извлекают из камеры прибора, определяют массу, объем корки и вычисляютплотность и толщину по формулам/уК 51Предлагаемые исследования проводятпри каждой дозировке вводимого в пробу раствора реагента,По результатам исследований(табл. 2) определяют оптимальную ре 20цептуру химобработки при забое скважины 1810 и 2720 и. При забое 1810 моптимальной является следующая обработка раствора; в раствор требуется 25ввести 0,63 ФХЛС от объема растворав скважине (табл. 2, раствор 11), Призабое скважины 2720 м в раствор требуется ввести О,й ФХЛС (табл.2, раствор 22), При этих обработках обеспе"чивается минимальная плотность неуплотненной корки и минимальное значение коэффициента уплотнения.8 табл. 3 приведены данные по суммарному объему поглощенного растворана скважинах при использовании различных способов, На базовых скважинах для ликвидации поглощений применяют наполнители (древесные опилки,вермикулит, глину) используют вязкйерастворы. Для осуществления предлагаемого способа через каждые 300100 м углубления скважины отбираютпробу раствора, проводят лабораторные исследования и задают оптимальную рецептуру химобработки, При этомвыполняют требования по поддержаниюрегламентированных значений стандарт"ных параметров. Средний объем поглощенного раствора на одну скважинупри базовом варианте составляет701 мэ, а при предлагаемом 52 мз.Использование предлагаемого способа позволяет уменьшить интенсивность поглощений в среднем в 13,5раз и уменьшить объем поглощенногораствора на 652 мз на скважину,На чертеже приведена зависимостьмежду интенсивностью поглощений ц и коэффициентом сжимаемости корки К, Графики построены по скважинам, номера которых приведены в табл. 1, На всех скважинах через каждые 300- 100 и углубления проводят лабораторные исследования проб раствора по предлагаемому методу. Сплошными линиями на графике ограничены доверительные области статистической зависимости ц = 2(К ).Из графика следует, что с уменьшением коэффициента сжимаемости корки К интенсивность поглощений уменьшается и при коэффициенте сжимаемости 1,2 и менее поглощения полностью ликвидируются. Для конкретного месторождения уменьшение интенсивности поглощений путем регулирования коэффициента сжимаемости корки более эффективно, Точность регулирования свойств раствора и надежность в уменьшении интенсивности поглощений по коэффициенту сжимаемости примерно в 3 раза превышает эти показатели при регулировании только плотности корки. Для месторождений, характеристики поглощающих пластов которых отличаются от характеристики данного месторождения, возможно получение одинакового эффекта от регулирования плотности корки р и коэффициента сжимаемости К. 8 этих случаях применяют регулирование свойств растворов по плотности, корки, что уменьшает трудо-;затраты на лабораторные исследованияи повышает оперативность исследований.Способ применим преимущественнодля изоляции поглощающих горизонтовс гранулярной и смешанной пористостьюпри интенсивности поглощений до 5 мз/ц.укаэанные преимущества способапредопределяют эффективность его использования в промысловой практике.формула изобретенияСпособ снижения интенсивности поглощения бурового раствора, включающий обработку циркулирующего бурового раствора, о т л и ч а ю щ и й с я тем, что, с целью повышения эффективности способа при интенсивности поглощения менее 5 мз/ч за счет закупоривающей способности циркулирующего бурового раствора, его обработку ведут до снижения сжимаемости фильтрационной корки циркулирующего бурового раствора.Параметры коркие1 о уллотнемия 1 После уплот Раствор Номер сква- яьэны локаза тельее еет еегг е егУВ,с е СНСснг нгс/смг Р г/сн"г/смз слособом ний рег 5317 5317 5317 1368 1368 13681368 ТЭ 47 1347 1347 5278 5278 5278 5290 5290 5290 257 257 2572318 2318 2318 3303 ТЭОЭ , 1303 1,94 1,91 1,93 . 1.961,93 1,85 1,85 3,93 1,79 1,88 1,84 3,87 1,82 1,96 191 1,85 1,84 1,83 3,85 195 198 1 93 1,83 1,88 192 1,45 1,47 1,Э 5 1,43 1,39 1,23 1,26 1,43 1,29 ,27 1,43 1,43 1,30 3,39 1,30 1 37 1,25 126 1,25 130 1,24 1,24 1,27 129 1,26 1,34 37 1,42 Т,ЗВ 1,39 3,50 1,47 135 1.39 1,48 1,Э 4 1,31 Т,ЬО 1,4 1,47 3,42 Т,а 7 145 1 48 149 3,60 1 55 Т,аа 1,46 1,52 1,13 1,13 1, 16 1,10 113 1,14 115 1,10 1,16 1,16 1,16 1,17 1 17 1,10 1,11 1,14 3,16 17 1,1 В 1,16 1,18 1, 18 1,15 1,18 1;1 В 3,23,4 Э,9 З.Э 3,8 5,9 5,6 з,а 5,4 51 4,2 3,6 5,3 3,0 4,6 Э,9 6,3 6,3 6,0 4,6 5 е 7 6,1 5,6 5,0 5,4 ний регулируе20 20 21 22 25 25 21 23 22620 19 20 22 25 25 19 19 26 ф 18 2023 слос ло глоде26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 46 47000,306,40,2О000000,20Ое 50,4000О,З6,66,6 1,96 1,90 1,87 1,66 1,88 1,90 1,88 1,93 191 1,90 1,93 1,88 190 1,90 1,88 1,87 1,92 1,90 1,96 1,91 1,87 1,87 1,61 1,56 1,47 1,54 1,47 1,52 1,60 1,58 1,58 1,55 1,64 1,58 Т 56 1,60 3,51 1,49 ,60 1,58 1,55 1,56 1,56 1,49 4,1 5,0 6,4 а,в 6,4 5,6 5,5 4,7 4,7 5,4 4,0 4 8 5,0 4,8 7,6 7,2 Ь,В 5,65,5 4,8 5,5 6,0 2,6 3,1 3,4 3,0 34 3,3 2,7 3,2 3, 3,2 4,1 4,0 3,1 3,2 3,4 3,0 3,2 3,4 1,58 1,61 1,681,66 1,66 1,Уб 1,49 1 57 1,5 У 3,64 3.48 15 3,61 1,50 1,71 1,86 3,55 1;56 1 62 1,60 1,72 1,76 1,1 О 1,14 1,Т 4 1,14 115 1,16 1,12 1,13 1,13 1,16 1,12 1,14 115 1,16 1,21 1,20 1,6 1,16 117 1,12 1, 12 Т,ТЬ 1,22 122 127 321 3,26 1,25 117 1,21 1,23 1,22 ,18 1, 16 1,22 119 1,14 1,25 1,20 1,22 1,23 1,25 1,25 П р н ни 4,меча Р - ллотность раствора; УВ тическое малряаеиие сдвига- стаГлуби-Интенна сив Интенсивность 2130 17 2520 13 2990 17 1800 1,5 2460 2,1 2770 25 2980 22 2150 22766 2,3 3000 2,5 2480 1,3 2700 1 3,2920 3,62220 2 У 2613 4,9ЭО 05 2 е 5 24 УЗ, 31 2620 29 2801З,Э 2296 2 а 2611 46 3032 4,1 2432 2,6 2910 3,4 3048 39Интенсивность 2206262029402400272029602232251027902950231026713660217025202920222026 ЭЭ2810206024002770 лог лоде2 3 4 5 6 7 8 9 30 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 Параметры раствора улируетсл известнын20 6,5 6/9 20 6,5 6/12 19 55 9/21 20 5 6/10 2 7 5/9 22 5 4/12 23 6 9/19 19 6,5 9/20 2 В 7 8/18 25 6 7/35 23 7 16724 25 5 35/18 255 5/16 18 .8 6/9 20 7 6/8 20 6 8/10 28 6 16/42 32 4,5 16/40 28 5,5 34/ЬЭ 25 7 27/12045 8 160/172 60 7 20/55 27 4 15/44 56 8 39/86 60 8 90/150 тсл лредлагаемымВ 8/147 4/106 5/97 , 12/216 6/15б В/218 2/б6 6/106 10/165,5 5/116 8/125 6/334 10/139/166. 8/16Ь 15/206 1 О/246 12/206 3/126 3/86 5/14,г 2 1 БВ 951 е 4 е г1414 3 Л1а.хг- - " - ге 13 ХЬ,йеФ 1 1 ечг е е,1 В 1й 1 в 1а3131 ежЕ 1, 1 ллом ОеО ЛФ Д о 3 Ч О 1 1 ВЧ Ч Ч Чв авЕЕ1 лОд 3 ф ч ч ч ч ч ч мф Ч Ч Ч Ч аллО еч мммвевев 11.е13 ф О е Ю вч м.еоае Ом мммйдат О ф СО О ФФФФ ФЖОфф мм оф Ю О 0011 1 ве-ет етс в в в11Ю 113 ЬД ааФ ед1 аааО 1 Ч1 а 1 Оч Ч л ав лфоч т+ . Фа3М4в й вЮ ерро Рл фа О О еЧ МЧ 1 О аОс1 3 оооогарро У а лЧ Ч 1 1 1 уэ оооо оовьс е 3333 ахв а-ге1г Р 1 3фе Фое 1Ч ЧтЧЧвве 1 г у= ОООттвммммм1 ф 1 Э Ф г 8 ет1 а 1 ф 11558951 Т а б л и ц а 3 Номерскважины Используемые для регулирования интенсивности поглощений химреагенты и ма- териалы Известный способ ФХЛС, гипан ФХЛС, гипан ФХЛС, гипан ФХЛС, гипан ФХЛС, гипан П р и м е ц а н и е, .В среднем на скважину при использовании известного способа расходуется 704 мз,Дерба ак оррек аз 818 аж 572 Подписнкомитета по изобретениям и отМосква, Ж, Раушская наб.,крытиям при ГКНТ СССд. 4/5 НИИПИ Государственного 113035, ательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина водствен 5317 КМЦ 1368 КИЦ, 1347 КИЦ, 6278 КИЦ, 5290 КИЦ, 1257 КИЦ 2318 КИЦ,КМЦ,5328 КМЦ 1375КМЦ, 1454 КМЦ, 5292 КМЦф 6273 КМЦ 8299 КМЦ 5288 КИЦ,ФХЛСФХЛС, гипанФХЛСгипанГКЖ, вермикулитглинаФХЛС, гипан, древесные опилкиПредлагаемый способ Обьем. поглощенного раствора, мз прибурении интервала 13803000 м 564 598 556 413 1016 720 960 816 39 40 .15 58 64 24 126