RU2049224C1 - Способ ликвидации высоконапорных проявлений - Google Patents

Способ ликвидации высоконапорных проявлений Download PDF

Info

Publication number
RU2049224C1
RU2049224C1 SU5044579A RU2049224C1 RU 2049224 C1 RU2049224 C1 RU 2049224C1 SU 5044579 A SU5044579 A SU 5044579A RU 2049224 C1 RU2049224 C1 RU 2049224C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
water
cement
latex
calcium chloride
bridging material
Prior art date
Application number
Other languages
English (en)
Inventor
Аркадий Николаевич Горбунов
Сергей Григорьевич Рудаков
Original Assignee
Аркадий Николаевич Горбунов
Сергей Григорьевич Рудаков
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Аркадий Николаевич Горбунов, Сергей Григорьевич Рудаков filed Critical Аркадий Николаевич Горбунов
Priority to SU5044579 priority Critical patent/RU2049224C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2049224C1 publication Critical patent/RU2049224C1/ru

Links

Images

Abstract

Использование: технология крепления скважин при бурении. В скважину закачивают тампонажный материал двумя порциями. Первая порция содержит цемент, хлористый кальций и воду, а вторая синтетический латекс и украмин - поверхностно-активное вещество на основе продукта нейтрализации жирных и нафтеновых кислот аминосоединениями. Между порциями тампонажного материала и после его закачки в скважину дополнительно закачивают пресную воду. Закачку тампонажного материала производят до достижения давления 5 МПа. Исходные ингредиенты используют при следующем соотношении, мас. цемент 67, 84; хлористый кальций 3,0; латекс синтетический 2,0; украмин 0,02, вода 27,14. 2 ил. 1 табл.

Description

Изобретение относится к технике и технологии крепления скважин при бурении и может быть использовано для ликвидации неуправляемых высоконапорных водопроявлений при строительстве артезианских скважин и т.д.
Известны две технологические схемы закачивания малоконцентрированных латексов в скважину. По первой латекс коагулирует на поверхности в специальном устройстве, состоящем из центральной трубы, бокового патрубка и камеры смешения. Латекс подается по центральной трубе, а хлористый кальций с наполнителем через боковой патрубок. Максимальная концентрация хлористого кальция в водном растворе коагулюма 3% Малоконцентрированный латекс смешивают с раствором хлористого кальция в соотношении 1:1 по объему. Эту схему применяют при полной потере циркуляции при бурении, когда поглощающий пласт представлен крупными карстами и трещинами.
Коагулят латекса, заполняя каверны и трещины в породе, позволяет восстановить циркуляцию. При ликвидации же грифонообразований агрессивной воды коагулят в одиночку не может обеспечить надежной герметизации кольцевого пространства между колонной труб и породой и в виде резиноподобной крошки вымывается на поверхность восходящим потоком. Данный известный состав не может решить задачу ликвидации грифонов.
По второй схеме латекс закачивают порциями (не менее трех), разделенными 3%-ным водным раствором хлористого кальция в объеме не менее порции латекса. Между латексом и водным раствором хлористого кальция закачивают буферную жидкость-пресную воду в объеме 300-500 л. Объем одной порции латекса 1-2 м3.
Для надежной коагуляции латекса перед ним и после него закачивают по 2-3 м3 водного раствора хлористого кальция. Чтобы закрепить коагулюм латекса, в поглощающий пласт закачивают быстросхватывающуюся смесь. Смесь готовится на основе портландцементов с введением ускорителей схватывания: хлористого кальция (CaCl2), кальцинированной соды (Na2CO3), хлористого алюминия (AlCl2) и т.д.
Количество вводимого ускорителя колеблется в пределах 2-10% Данная схема: латекс-пресная вода-трехпроцентный водный раствоp хлористого кальция-быстросхватывающаяся смесь также несостоятельна при ликвидации грифонообразований, так как после закачки латекса и хлористого кальция образовавшийся коагулят будет вымыт восходящим потоком агрессивной воды. Та же участь постигнет быстросхватывающуюся смесь, так как время начала схватывания от 20 мин до 1 ч 25 мин, а нужен состав с мгновенным схватыванием. Кроме того быстросхватывающиеся смеси рекомендуется использовать в скважинах с температурой до 50-70оС, в то время как при возникающих неуправляемых водопроявлениях температура не превышает 20оС.
Известен состав латекс-цемент (торговое наименование силменит), применяемый фирмой "Доуэлл" США, представляющий собой тампонажную смесь из цемента, латекса и воды. При приготовлении латекс-цементов иногда используют бентонит, лайтпоз-1, а для сокращения времени начала схватывания латекс-цемента используют хлористый кальций (CaCl2) в количестве до 2 мас. При схватывании данной смеси частицы латекса образуют тонкую прочную, гибкую и липкую пленку, устойчивую по отношению к жидкостям, находящимся в скважинах.
Главное назначение латекс-цементов фирмы "Доуэлл" изоляционные работы при высоких температурах и давлениях, в хорошо проницаемых продуктивных коллекторах, когда требуется предотвращение глубокого проникновения в них фильтрата цементного раствора.
К недостаткам этого способа относятся невысокие прочностные характеристики цементного камня на сжатие (21,1 МПа); продолжительный период времени до начала схватывания (2 часа 30 мин); столь продолжительное время до начала схватывания делает состав "Доуэлл" бесполезным при ликвидации неуправляемых водопроявлений агрессивной воды грифонов, где требуется мгновенное схватывание. Признак по началу схватывания является главным и определяющим при техническом решении ликвидации высоконапорных водопроявлений.
При приготовлении латекс-цементной смеси фирмы "Доуэлл" в полевых условиях высока вероятность образования коагулята, если при операции смешивания не удается соблюсти технологическую чистоту. Если же соблюдена чистота при технологии смешивания (что на практике очень сложно), то в пластовых условиях смесь "Доуэлл": латекс + цемент + хлористый кальций (до 2 мас.) начинает схватываться через 2 ч 30 мин.
Предложенный способ ликвидации высоконапорных водопроявлений отличается от известного тем, что тампонажный раствоp закачивают раздельно в виде двух порций, причем в качестве первой порции используют цемент, предварительно затворенный на воде с добавкой хлористого кальция, а в качестве второй порции синтетический латекс, в который предварительно вводят украмин поверхностно-активное вещество, продукт нейтрализации жирных или нафтеновых кислот аминосоединениями, при этом между двумя порциями закачивают буфер из пресной воды, латекс также продавливают пресной водой до достижения давления 5,0 МПа, после чего продавку прекращают, компоненты тампонажного раствора используют при следующем их соотношении, мас. Цемент 67,84 Вода 27,14
Хлористый кальций 3,0
Синтетический латекс 2,0
Украмин продукт нейтрализации
жирных или нафтеновых
кислот аминосое- динениями 0,02
Сравнительные характеристики приведены в таблице.
Цель изобретения крепление скважин при ликвидации неуправляемых прорывов минерализованных вод с содержанием сероводорода в условиях высоконапорных проявлений. Условия крепления осложняются тем, что при создании противодавления на проявляющий пласт более 5,0 МПа он начинает поглощать, т.е. обладает высокой приемистостью. Таковым пластом является сакмаро-артинский ярус.
Сущность изобретения заключается в том, что синтетический латекс, мгновенно скоагулировав при контакте с цементным раствором и минерализованной водой за колонной насосно-компрессорых труб, образует пpочную массу, не пропускающую восходящий поток к цементному раствору. Причем наиболее прочный экран получается в контакте цементного раствора с латексом. Образующийся без доступа сероводородных вод цементный камень надежно перекрывает затрубное пространство.
На время ожидания затвердевания цемента колонна труб остается открытой для обеспечения излива высоконапорных проявлений и разгрузки затрубного пространства.
На фиг.1, 2 представлены схемы осуществления предлагаемого способа, где 1 цемент, 2 латекс.
Существенным отличием от аналогов является то, что в предложенном способе строительство скважины начинается на месте имеющегося фонтана агрессивной воды. Аналоги же начинают строительство скважины на сухом месте, а ограничение водопроявлений или поглощений проводится при бурении ствол под техническую или эксплуатационную колонну, т.е. на больших глубинах, высоких температурах.
Все имеющиеся аналоги конструктивно состоят из трех-четырех диаметров колонн: направление, кондуктор, техническая колонна, эксплуатационная колонна.
Предлагаемый способ отличается тем, что в процессе ликвидации грифона спускается обсадная колонна одного диаметра.
Предлагаемый способ содержит техническое и технологическое решение ликвидации уже существующих высоконапорных водопроявлений (грифонов). Мгновенное схватывание компонентов в требуемом интервале достигается раздельной закачкой.
Преимущество предлагаемого способа перед аналогом в том, что он решает проблему ликвидации неуправляемых водопроявлений с большим напором, дебитом 600 м3 и более; не допускает перемешивания цементного раствора с сероводородной водой, что обеспечивает добротное качество цементажа и надежный контакт цементного камня с породой и колонной труб по всей глубине спуска, позволяет предохранить трубы от коррозии; возможность успешной изоляции на небольших глубинах; не создает трудностей при приготовлении состава в полевых условиях, легко прокачивается насосным агрегатом; способ эффективен даже в том случае, когда водопроявление прорвалось на дневную поверхность и фонтанирует до начала строительства скважины. Все аналоги в указанной ситуации не состоятельны, и данное изобретение является единственным по этим признакам. Процесс изоляции выполняется в один этап, экономичен, нет необходимости вскрывать водоносный горизонт. Используемый в способе состав отличается от известных.
П р и м е р. В деревне Гожан Куединского района Пермской области проявился грифон-неуправляемый фонтан минерализованной воды, содержащий сероводород в количестве 205 мг/л, дебитом 632 м3/сут. Попадание сероводородной воды в речку привело к гибели рыбы, падежу домашнего скота. В порядке эксперимента были проведены работы по предлагаемому способу.
После бурения скважины УРБ 2,5 долотом диаметром 146 мм до глубины 130 м спустили насосно-компрессорные трубы диаметром 89 мм на глубину 125 м. Цементировочным агрегатом ЦА-320 закачали в насосно-компрессорные трубы цементный раствор в объеме 8 м3 с добавкой 3 мас. хлористого кальция. Цементировочным агрегатом закачали пресную воду в качестве буфера 0,2 м3, латекс СКС -50 КГП 0,2 м3 с добавкой поверхностно-активного вещества украмина, пресную воду 0,6 м3 в качестве продавочной жидкости. Объем продавочной жидкости должен быть не менее внутреннего объема насосно-компрессорных труб, для полной продавки латекса и обеспечения излива сероводородной воды на период ожидания затвердевания цемента. Давление при закачке цементного раствора и латекса не превышало 0,5 МПа. Давление при продавке латекса на выходе из труб поднялось до 5,0 МПа, что свидетельствует об образовании прочного экрана за колонной насосно-компрессорных труб. После того, как давление поднялось, продавку прекращают. Трубы оставляют открытыми для излива. После ожидания затвердевания цемента в течение 48 ч трубы загерметизировали на устье. Грифон ликвидирован.
Преимущества предлагаемого состава: широкий диапазон благоприятных для образования цементного камня температур, мгновенное схватывание при вступлении в контакт ингредиентов состава между собой и агрессивной водой. Причем, чем агрессивней вода, чем выше ее минерализация, тем выше прочностные характеристики образующегося материала.
Отличительным от известного состава является и то, что закачиваются компоненты в предлагаемом способе раздельно, а смешение происходит в месте изоляции. Известный же состав приготавливается на поверхности, причем при приготовлении его в полевых условиях высока вероятность образования коагулята, что сделает закачку состава насосными агрегатами невозможным.
В способе используют тампонажный портландцемент ГОСТ 1581-85; синтетический латекс любой марки СКС, БС, ДВХП, ДМВП, СКМС и т.д. хлористый кальций твердый ГОСТ 450-77; украмин продукт нейтрализации жирных или нафтеновых кислот аминосоединениями, поверхностно-активное вещество, ТУ-39-08-86-76.

Claims (1)

  1. СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ ВЫСОКОНАПОРНЫХ ПРОЯВЛЕНИЙ, включающий закачку в скважину тампонажного материала, содержащего цемент, латекс, хлористый кальций и воду, отличающийся тем, что в тампонажный материал дополнительно вводят украмин поверхностно-активное вещество на основе продукта нейтрализации жирных или нафтеновых кислот аминосоединениями, а закачку тампонажного материала осуществляют раздельно двумя порциями, причем первая содержит цемент, хлористый кальций и воду, а вторая синтетический латекс и украмин, между порциями тампонажного материала и после его закачки в скважину закачивают пресную воду, причем закачку тампонажного материала производят до достижения давления 5,0 МПа, при этом цемент, хлористый кальций, синтетический латекс, украмин и воду используют при следующем соотношении, мас.
    Цемент 67,84
    Хлористый кальций 3
    Синтетический латекс 2
    Украмин 0,02
    Вода 27,14
SU5044579 1992-05-28 1992-05-28 Способ ликвидации высоконапорных проявлений RU2049224C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU5044579 RU2049224C1 (ru) 1992-05-28 1992-05-28 Способ ликвидации высоконапорных проявлений

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU5044579 RU2049224C1 (ru) 1992-05-28 1992-05-28 Способ ликвидации высоконапорных проявлений

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2049224C1 true RU2049224C1 (ru) 1995-11-27

Family

ID=21605434

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU5044579 RU2049224C1 (ru) 1992-05-28 1992-05-28 Способ ликвидации высоконапорных проявлений

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2049224C1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2447258C1 (ru) * 2010-10-12 2012-04-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ изоляции зоны поглощения в скважине
RU2527443C1 (ru) * 2013-04-05 2014-08-27 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВПО "КубГТУ") Состав для ликвидации перетоков флюидов за эксплуатационными колоннами в нефтегазовых скважинах

Non-Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
1. Авторское свидетельство СССР N 1221319, кл. E 21B 33/132, 1984. *
2. Булатов А.И. и др. Цементы и тампонажные смеси, применяемые за рубежом 03.Л М.: ВНИИОЭНГ, 1977, с.14-16. *

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2447258C1 (ru) * 2010-10-12 2012-04-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ изоляции зоны поглощения в скважине
RU2527443C1 (ru) * 2013-04-05 2014-08-27 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВПО "КубГТУ") Состав для ликвидации перетоков флюидов за эксплуатационными колоннами в нефтегазовых скважинах

Similar Documents

Publication Publication Date Title
DE69819066T2 (de) Verfahren zur Abdichtung von unterirdischen Lagerstätten
US4886550A (en) Flexible grout composition and method
JP5832063B2 (ja) カチオン性ラテックスを含む坑井シーラント組成物及びその使用方法
NO318614B1 (no) Fremgangsmate omfattende bruk av en tilsatsherdende, romtemperaturvulkaniserbar silikonsammensetning ved bronnkonstruksjon, -reparasjon og/eller -stenging.
AU620911B2 (en) Grouting method-chemical method
US4552486A (en) Grouting method - chemical method
US2198120A (en) Method of sealing or fixing casing tubes in wells
US2959223A (en) Method of facilitating production of oil or gas from a well penetrating a petroleum-bearing stratum contiguous to a water-bearing zone
RU2116432C1 (ru) Способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн
RU2049224C1 (ru) Способ ликвидации высоконапорных проявлений
RU2616632C1 (ru) Способ глушения нефтяной скважины с высоким газовым фактором в условиях наличия многолетнемерзлых пород
JPH0642282A (ja) 試錐孔の組立、そのための方法および組成物
RU2209928C1 (ru) Способ изоляции зон поглощения в скважине
RU2495902C1 (ru) Изоляционный раствор и способ изоляции притока пластового флюида или газа
US2887159A (en) Method of shutting off water in petroleum wells
US3623554A (en) Method of plugging saline formations
SU823559A1 (ru) Способ изол ции поглощающих пластов
RU2425957C1 (ru) Способ изоляции водопритока в скважину
SU1006712A1 (ru) Состав дл изол ции притока пластовых вод в скважину
RU2224875C2 (ru) Способ ограничения притока воды в добывающие скважины
SU1740624A1 (ru) Способ разобщени межтрубного пространства скважины
SU1492027A1 (ru) Способ изол ции притока пластовых вод
RU1837099C (ru) Способ цементировани обсадной колонны в скважине
RU2438004C1 (ru) Способ создания разделительного слоя на поверхности насыщенного раствора каменной соли в подземном резервуаре
RU2183726C1 (ru) Способ герметизации затрубного пространства скважины