RU2778122C1 - Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин - Google Patents
Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2778122C1 RU2778122C1 RU2021113690A RU2021113690A RU2778122C1 RU 2778122 C1 RU2778122 C1 RU 2778122C1 RU 2021113690 A RU2021113690 A RU 2021113690A RU 2021113690 A RU2021113690 A RU 2021113690A RU 2778122 C1 RU2778122 C1 RU 2778122C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling
- bridging
- absorption
- fillers
- pump
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 41
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 title claims abstract description 27
- 238000009413 insulation Methods 0.000 title abstract description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 31
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 26
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims abstract description 24
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 8
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 8
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229910052570 clay Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- 239000002023 wood Substances 0.000 claims abstract description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 2
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 2
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- GBKGJMYPQZODMI-SNAWJCMRSA-N (E)-4-(furan-2-yl)but-3-en-2-one Chemical compound CC(=O)\C=C\C1=CC=CO1 GBKGJMYPQZODMI-SNAWJCMRSA-N 0.000 description 1
- 239000001667 (E)-4-furan-2-ylbut-3-en-2-one Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 210000004027 cells Anatomy 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000010297 mechanical methods and process Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
Abstract
Предложенное изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для изоляционных работ в зонах поглощения при бурении скважин. Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин включает остановку бурения после вскрытия зоны поглощения, не позволяющей дальнейшее углубление скважины, закачку в зону поглощения кольматирующего состава в виде тампонирующего раствора с кольматирующими наполнителями с учетом интенсивности поглощения насосом с повышенной пропускной способностью. В качестве насоса с повышенной пропускной способностью используют автомобильный тампонажный насос АТН 70/12. В качестве кольматирующих наполнителей используют наполнители с размерами частиц 91-100 мм, такие как древесная щепа, резиновая крошка, дробленая резина, кордовое волокно и их сочетания. В качестве тампонирующего раствора - раствор с вязкостью 501-4000 мПа·с в прямой зависимости от проницаемости зоны поглощения, причем закачивают кольматирующий состав одной порцией до достижения как минимум допустимого для бурения давления закачки через буровой рукав диаметром 100 мм. В качестве тампонирующего раствора используют густые глинистый раствор, полимерный раствор, цементный раствор и их сочетания. Технический результат - сокращение количества технологических операций и снижение времени на осуществление изоляционных работ. 2 з.п. ф-лы, 2 пр.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для изоляционных работ в зонах поглощения при бурении скважин.
Известен способ ликвидации осложнений в скважине путем изоляции участка осложнения (патент RU №2241818, МПК Е21В 33/138, опубл. 10.12.2004 Бюл. №34), включающий закачку в скважину буфера пресной воды, дисперсии водонабухающего полимера в пресной воде, продавку пресной водой и выдержку, отличающийся тем, что буфер из пресной воды должен быть в объеме не менее объема указанной дисперсии водонабухающего полимера, после выдержки дополнительно производят закачку цементного раствора, а концентрацию водонабухающего полимера (%) в указанной дисперсии определяют в соответствии с приемистостью изолируемого участка осложнения, характеризуемой избыточным давлением (МПа) на указанном участке при закачке буфера пресной воды с производительностью -20 м3/ч, соответственно, (МПа) - (%): (15-12)-(0,2-0,3); (12-8)-(0,3-0,5); (8-6)-(0,5-1); (6-2)-(1-5); (2-1)-(5-10); (0,5-1)-(10-30), причем при наличии в изолируемом участке трещиновато-кавернозных и пористых сред и избыточном давлении на него 1-12 МПа в цементный раствор дополнительно вводят наполнитель при неизменном давлении на устье скважины.
Недостатками данного способа являются сложность реализации из-за необходимости контроля за приемистостью поглощающего интервала скважины для приготовления тампонажного состава в концентрации, которая жестко привязана к приемистости пласта, и узкая область применения из-за сложности использования в изолируемом участке трещиновато-кавернозных и пористых сред, так как наполнитель добавляют только при перепаде давлений 1-12 МПа, что трудно добиться в высоко приемистых зонах поглощения.
Наиболее близким по технической сущности является способ изоляции зон поглощения при бурении скважин (патент RU №2743123, МПК Е21В 33/138, Е21В 43/32, опубл. 15.02.2021 Бюл. №5), включающий остановку бурения после вскрытия зоны поглощения, не позволяющей дальнейшее углубление скважины, извлечение бурового инструмента из скважины, спуск в скважину технологической колонны, через которую ведут закачку порциями в зону поглощения кольматирующего состава в виде тампонирующего раствора с кольматирующим наполнителем с учетом давления закачки, причем перед закачкой производят промывку скважины с расходом жидкости, достаточным для вымыва породы из зоны поглощения, последующую замену устьевого насоса на бетононасос с повышенной пропускной способностью -винтовой насос, героторный насос или бетононасос БН-70Д, и определение необходимого размера экрана для изоляции зоны поглощения вокруг скважины, исходя из размера экрана и приемистости зоны поглощения, определяют первоначальный объем тампонирующего раствора с кольматирующим наполнителем, который выбирают из максимальной пропускной способности насоса и/или технологических труб, первоначальный объем кольматирующего состава задавливают буферной жидкостью в зону поглощения с давлением не более допустимого, исключающего нарушение целостность пород, вскрытых бурением, при необходимости остатки кольматирующего состава вымываются из скважины, после технологической выдержки, достаточной для схватывания кольматирующего состава и/или осаждения кольматирующего наполнителя, определяют приемистость зоны нарушения, из которой и размера экрана определяют необходимый объем кольматирующего состава и его состав для продавки буферной жидкостью в зону поглощения, последующие порции закачивают аналогичным образом до получения поглощения, позволяющего производить дальнейшие работы по бурению, после чего из скважины извлекают технологическую колонну и продолжают углубление скважины буровым инструментом.
Недостатками этого способа являются сложность реализации из-за большого количества операций и узкая область применения, так как использование бетононасосов с повышенной пропускной способностью (винтовых насосов, героторных насосов или бетононасосов БН-70Д) не позволяет использовать кольматирующих наполнителей с размерами частиц более 50 мм и высоковязких кольматирующих растворов (с вязкостью более 180 мПа⋅с) для ускорения изоляции зон поглощения.
Задачей предлагаемого технического решения является создание способа изоляции зон поглощения при бурении скважин, позволяющего за одну операцию закачки кольматирующего состава при помощи автомобильного тампонирующего насоса АТН 70/12 (ООО «Новатор», РБ, с. Старые Туймазы), кольмитирующих наполнителей с размерами частиц 91-100 мм и тампонирующих растворов с вязкостью 501 - 4000 мПа⋅с изолировать зоны поглощения до допустимых показателей давления и/или приемистости в них при бурении..
Техническая задача решается способом изоляции зон поглощения при бурении скважин, включающим остановку бурения после вскрытия зоны поглощения, не позволяющей дальнейшее углубление скважины, закачку в зону поглощения кольматирующего состава в виде тампонирующего раствора с кольматирующими наполнителями с учетом интенсивности поглощения специальным насосом с повышенной пропускной способностью. 1. Новым является то, что в качестве насоса с пропускной способностью используют автомобильный тампонажный насос - АТН 70/12, в качестве кольматирующих наполнителей используют наполнители с размерами частиц 91-100 мм, а в качестве тампонирующего раствора - раствор с вязкостью 501-4000 мПа-с в прямой зависимости от проницаемости зоны поглощения, причем закачивают кольматирующий состав одной порцией до достижения как минимум допустимого для бурения давления закачки через буровой рукав диаметром 100 мм.
Новым является то, что в качестве тампонирующего раствора используют густые глинистый раствор, полимерный раствор, цементный раствор или их сочетания.
Новым является то, что в качестве кольматирующих наполнителей используют древесную щепу, резиновую крошку, дробленую резину, кордовое волокно и их сочетания.
Способ реализуется в следующей последовательности.
Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин включает остановку бурения после вскрытия зоны поглощения, не позволяющей дальнейшее углубление скважины, закачку в зону поглощения одной порцией кольматирующего состава в виде тампонирующего раствора с кольматирующими наполнителями с учетом интенсивности поглощения специальным насосом с повышенной пропускной способностью в виде автомобильного тампонажного насоса - АТН 70/12 до достижения как минимум допустимого для бурения давления закачки, которое определили эмпирическим путем на основании опыта использования соответствующего оборудования. В качестве кольматирующих наполнителей используют наполнители с размерами частиц 91-100 мм, а в качестве тампонирующего раствора - раствор с вязкостью 501-4000 мПа-с в прямой зависимости от проницаемости зоны поглощения, причем закачивают кольматирующий состав (чем выше проницаемость, тем более вязким должен быть тампонирующий раствор). Чаще всего в качестве тампонирующего раствора используют густые глинистый раствор, полимерный раствор, цементный раствор или их сочетания, а в качестве кольматирующих наполнителей используют древесную щепу, резиновую крошку, дробленую резину, кордовое волокно и их сочетания, из-за их доступности и относительной дешевизны.
Примеры конкретного выполнения.
Известно, что зонами поглощения, не позволяющими дальнейшее углубление скважины бурением вызваны, на месторождениях Республик Татарстан (РТ) и Башкортостан (РБ), Самарской и Оренбургской областей в основном являются:
- серпуховско-башкирский ярус каменноугольной системы;
- турнейско-фаменский и франские яруса девонской системы.
- трещиноватые и кавернозные породы, а также породы, перемятые и нарушенные тектоническими сдвигами, карстовые пустоты.
Пример.
При бурении ствола скважины долотом 215,9 мм на глубине 848 м на месторождении РБ было выявлена зона поглощения (водоносный пласт) с объемом поглощения 70 м3/ч и давлением 0,4 МПа (≈4 атм, а коэффициент приемистости С=6,3), не позволяющая дальнейшее углубление скважины. Извлекли из скважины буровое оборудование, спустили в скважину в интервал зоны поглощения открытый конец бурильных труб. Доставили к скважине автомобильный тампонирующий насос - АТН-70/12 на шасси КамАЗ 43118 и смесительную установку БПР 10. АТН-70/12 присоединили к колонне труб буровым рукавом диаметром 100 мм. Для изоляции в качестве кольматирующего наполнителя выбрали древесную щепу, кордное волокно и дробленую резину с размерами частиц 91 - 100 мм, а в качестве тампонирующего раствора - густой глинистый раствор с вязкостью 501 мПа⋅с. В смесительной установке БПР 10 приготовили кольматирующий состав в объеме V=18 м3, ρ=1,29 г/см3, Т=80 сек, состоящего из глинистого раствора в объеме 12 м3 с добавлением 3,6 т древесной щепы, кордного волокна и дробленой резины в равной пропорции для получения суммарного объема кольматирующего состава ∑=19 м3. Закачка в скважину полученного кольматирующего состава осуществлена насосом АТН-70/12 с начальным давлением закачки Рзак=20-25 кгс/см2 (атм). При этом давление закачки выросло до 60 атм (≈ 6 МПа, коэффициент приемистости составил С=0,4), что достаточно для проведения дальнейших буровых работ. Колонну труб спустили ниже интервала зоны поглощения и промыли технической водой от остатков кольматирующего состава, колонну труб извлекли из скважины. Спустили буровое оборудование и продолжили углубление ствола скважины в штатном режиме.
Пример 2.
При бурении ствола скважины долотом 215,9 мм на глубине 1020 м на месторождении РТ было выявлена зона поглощения (трещиноватые и кавернозные породы) без выхода циркуляции, не позволяющая дальнейшее углубление скважины. Извлекли из скважины буровое оборудование, спустили в скважину в интервал зоны поглощения открытый конец бурильных труб и установили 10 м выше кровли поглощающего пласта. На санях доставили к скважине стационарный тампонажный насос - АТН-70/12 со смесительной установкой БПР 10, который присоединили к колонне труб буровым рукавом диаметром 100 мм. Для изоляции в качестве кольматирующего наполнителя выбрали резиновую крошку, дробленую резину и кордовое волокно (длиной 91 - 100 мм) в равной пропорции. Дробленую резину и резиновую крошку прогнали через вибросито с двойной сеткой (верхняя с ячейками 90×90 мм, а нижняя - 80×80 мм) для получения частиц резиновой крошки и дробленой резины с размерами 91 - 100 мм, а в качестве тампонирующего раствора густой сочетание цементного раствора с полимерным раствором. Цемент (портландцемент ПЦТ II-CC-50) и полимер (фурфуролацетоновая смола - ФАМ) доставили к скважине, где в смесительной установке БПР 10 смешением с добавлением пресной воды приготовили тампонирующий раствор с вязкостью 4000 мПа⋅с и объемом 24 м3 с добавлением резиновой крошки (0,5 т), дробленой резины (0,5 т) и кордового волокна (0,5 т с длиной корда 80 - 90 мм) для получения суммарного объема кольматирующего состава ∑=36 м3. Закачка в скважину полученного кольматирующего состава осуществлена насосом СТН-50/90 с начальным давлением закачки Рзак=5 кгс/см2 (атм). При этом давление закачки выросло до 80 атм (≈ 8МПа, коэффициент приемистости составил С=0,3), что достаточно для проведения дальнейших буровых работ. Колонну труб спустили до забоя и промыли скважину технической водой от остатков кольматирующего состава, колонну труб извлекли из скважины. После технологической выдержки, достаточной для схватывания портландцемента ПЦТ П-СС-50 (4 ч), спустили буровое оборудование и продолжили углубление ствола скважины в штатном режиме.
Как показала практика использование способа позволяет изоляцию зон поглощения при бурении скважин в 98% случаев, практически полностью заменив механические способы перекрытия интервалов этих зон, что значительно снижает материальные и временные затраты при осуществлении таких работ.
Предлагаемый способ изоляции зон поглощения при бурении скважин позволяет за одну операцию закачки кольматирующего состава при помощи автомобильного тампонирующего насоса АТН 70/12, кольмитирующих наполнителей с размерами частиц 91-100 мм и тампонирующих растворов с вязкостью 501 - 4000 мПа⋅с изолировать зоны поглощения до допустимых показателей давления и/или приемистости в них при бурении.
Claims (3)
1. Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин, включающий остановку бурения после вскрытия зоны поглощения, не позволяющей дальнейшее углубление скважины, закачку в зону поглощения кольматирующего состава в виде тампонирующего раствора с кольматирующими наполнителями с учетом интенсивности поглощения насосом с повышенной пропускной способностью, отличающийся тем, что в качестве насоса с повышенной пропускной способностью используют автомобильный тампонажный насос АТН 70/12, в качестве кольматирующих наполнителей используют наполнители с размерами частиц 91-100 мм, а в качестве тампонирующего раствора - раствор с вязкостью 501-4000 мПа·с в прямой зависимости от проницаемости зоны поглощения, причем закачивают кольматирующий состав одной порцией до достижения как минимум допустимого для бурения давления закачки через буровой рукав диаметром 100 мм.
2. Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин по п. 1, отличающийся тем, что в качестве тампонирующего раствора используют густые глинистый раствор, полимерный раствор, цементный раствор и их сочетания.
3. Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин по одному из пп. 1 или 2, отличающийся тем, что в качестве кольматирующих наполнителей используют древесную щепу, резиновую крошку, дробленую резину, кордовое волокно и их сочетания.
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2778122C1 true RU2778122C1 (ru) | 2022-08-15 |
Family
ID=
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3347316A (en) * | 1964-10-26 | 1967-10-17 | Shell Oil Co | Method of treating an underground formation to prevent liquid loss to large cavities in a formation |
SU1040118A1 (ru) * | 1981-03-20 | 1983-09-07 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Состав дл изол ции водопритоков и зон поглощени в скважине |
SU1094946A1 (ru) * | 1983-02-16 | 1984-05-30 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Способ изол ции зон поглощений в скважинах |
RU2478769C1 (ru) * | 2012-05-16 | 2013-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ бурения скважины |
RU2743123C1 (ru) * | 2020-02-10 | 2021-02-15 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин |
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3347316A (en) * | 1964-10-26 | 1967-10-17 | Shell Oil Co | Method of treating an underground formation to prevent liquid loss to large cavities in a formation |
SU1040118A1 (ru) * | 1981-03-20 | 1983-09-07 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Состав дл изол ции водопритоков и зон поглощени в скважине |
SU1094946A1 (ru) * | 1983-02-16 | 1984-05-30 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Способ изол ции зон поглощений в скважинах |
RU2478769C1 (ru) * | 2012-05-16 | 2013-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ бурения скважины |
RU2743123C1 (ru) * | 2020-02-10 | 2021-02-15 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ГАБДРАХМАНОВ Р.Р. и др. "Опыт применения цементировочных установок для изоляции зон поглощения", Булатовские чтения, Сборник статей -2018, Том-4: Проектирование, сооружение и эксплуатация систем трубопроводного транспорта, Краснодар, 2018, с. 62-65. Автотампонажный насос АТН 70/12, Найдено из Интернет: https://web-arhive.ru/page?url=https%3A%2F%2Fnovator.ws%2Fmagazin-2%2Fproduct%2Favtotamponazhnyy-nasos-atn-70-12&date=20170518, дата размещения на сайте 18.05.2017. "Рукава буровые оплеточные", ТУ 38 105557-83, Найдено из Интернет: https://web-arhive.ru/page?url=https%3A%2F%2Ftdrati.ru%2Frukava-burovyie-opletochnyie-tu-38-105557-83%2F&date=20150204, дата размещения на сайте 04.02.2015. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP2489825B1 (en) | In-situ solidification of invert emulsion fluids to form gas tight annular barrier | |
EP2183464A2 (en) | Methods of increasing fracture resistance in low permeability formations | |
WO2006029510A1 (en) | Method for controlling water influx into wellbores by blocking high permeability channels | |
CN210564348U (zh) | 一种井下瓦斯孔的钻孔装置 | |
CN101374874A (zh) | 用于井孔加固的土工合成复合物 | |
RU2571474C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах | |
RU2743123C1 (ru) | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин | |
US10611952B2 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
RU2778122C1 (ru) | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин | |
US20190323329A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
RU2720025C1 (ru) | Способ цементирования обсадной колонны в скважине | |
EA031825B1 (ru) | Способ изоляции зоны поглощения пластов в скважине и устройство для его осуществления | |
RU2740986C1 (ru) | Способ восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины после гидравлического разрыва пласта | |
RU2768569C1 (ru) | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин | |
RU2576416C1 (ru) | Способ крепления технологических скважин подземных хранилищ газообразных и жидких углеводородов (варианты) | |
US11091687B2 (en) | Methods of improving conformance applications | |
RU2519262C1 (ru) | Способ изоляции пластов цементосиликатными растворами | |
RU2823955C1 (ru) | Способ цементирования обсадной колонны в скважине | |
RU2323324C1 (ru) | Способ ремонта нагнетательной скважины | |
RU2533997C1 (ru) | Способ цементирования зон водопритока скважин | |
RU2392418C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине | |
RU2792128C1 (ru) | Способ цементирования кондуктора, технической колонны при строительстве скважин | |
WO2018125668A1 (en) | Environmentally improved fracturing of a formation | |
RU2324807C2 (ru) | Способ изоляции зон водопритока в скважине | |
US20230323182A1 (en) | Open-cell, natural materials as lost-circulation material |