SU1714081A1 - Способ предупреждени и ликвидации зон поглощений в скважине - Google Patents

Abstract

Изобретение относитс  к креплению и ремонтно-изол ционным работам нефт ных, газовых и геологоразведочных скважин. Цель - повышение эффективности изол ции зоны поглощени  в скважине с поровыми малопроницаемыми пластами. Вскважину последовательно закачивают в интервал поглощающего пласта водный раствор соли поливалентного металла и полимерный тампонажный материал. Производ т продавливание зтих материалов после заполнени  интервала- поглощающего пласта водным раствором сол\л поливалентного металла. В качестве полимерного тампонажного материала используют смесь карбамидной смолы, содержащей не менее 34% метилольных групп и фенольного компонента. При этом карбамидную смолу и водный раствор соли поли'валентного металла используют в кол-ве от 0,8 до 1,1 и от 0,67 до 1,50 соответственно к 1 мае.ч фенольного компонента. Водный раствор соли поливалентного металла содержит от 6 до 13,6 мас.% соли. В качестве фенольного компонента используют фенол и/или двухатомный фенол и/или их производное. Tlo мере образовани  в пласте пластичной высоков зкой каучукоподобной массы полимерный тампонажный раствор про,цвигаетс  к кровле поглощающего пласта. 1 з.п.ф-лы, 2табл,слсИзобретение относитс  к креплению и ремонтно-изол ционным работам нефт ных, газовых и геолого-разведочных скважин.Целью изобретени   вл етс  повышение изол ции зон поглощений в скважине с поровыми малопроницаемыми пластами.; Способ предупреждени 'и ликвидации зон поглощени  в скважине включает последовательное закачивание в пласт водного раствора соли поливалентного металла и полимерного тампонажного материала, продавливание растворов в пласт произво-д т только после заполнени  интервала поглощающего пласта в^скважине водным раствором соли поливалентного металла.В качестве полимерного материала используют смесь карбамидной смолы (RC-11) с содержанием метилольных групп не менее 34%.При этом карбамидную смолу и водный раствор соли поливалентного материала используют в количестве от 0.8 до 1.1 и от 0.67 до 1,50 соответственно к 1 мае.ч. фенольного компонента.^ о сх>&

Description

В качестве фенольного компонента можно использовать фенол и/или двухатомный фенол и/или их производные, а в качестве солей поливалентных металлов - соли железа, кальци , магни , алюмини  и т.д. Преимущество данного способа заключаетс  в том, что используемые водные растворы солей поливалентных металлов (Fe, Са, Мд, А1) не содержат твердой фазы и обладают хорошей проницающей способностью в поровые малопроницаемые пласты . Это дает возможность смеси растворов проникать в поровые малопроницаемые пласты, образовывать там пластичную высоков зкую каучукоподобную массу - флюидонепроницаемый экран, который предотвращает дальнейшее поглощение бурового и тампонажного раствора в пласт. Образовавша с  в з-ко-пластическа  масса в дальнейшем схватываетс  и превращаетс  в прочный, флюидонепроницаемый экран . Кроме того, создание непроницаемого экрана в пласте дает возможность образовать в скважине полимерный мост, изолирующий поглощающий пласт. Соотношение компонентов, указанное выше, обеспечивает оптимальное врем  начала загустевани  смеси. При невыполнении одного из этих условий происходит или загустевание смеси раньше намеченного срока, что приводит к зацементированию бурильных труб в стволе скважины, или поглощающий пласт остаетс  неизолированным; или замедление загустевани  смеси истинных растворов, что приводит к смыву полимерного экрана перепадом давлени  в системе скважинапласт . В табл. 1 приведены результаты лабораторных испытаний, по предлагаемому способу , в табл. 2 - по известному способу. Пример. При залегании поглощающего пласта на глубине до 150 м задавливание тампонирующих жидкостей производ т через устье скважины с использованием герметизирующего устройства. Потребное количество каждой из тампонирующих смесей определ ют по формуле VT.C. 0,785 DCKB. hs.n.r/ , (1) где DCKB. - диаметр скважины по данным кавернометрии, м; hs.n. мощность зоны поглощени , м; а - коэффициент, учитывающий увеличение объема смеси дл  заполнени  приствольной зоны в поглощающем пласте (). Объем продавочной жидкости (вода или глинистый раствор) определ ют по формуле: Vnp. 0,785 DCKB. (Нкр. - Нет. - - ДЬ ) (2) где Нкр. - отметка кровли поглощающего пласта, м; Нет. - статический уровень в скважине, м; /Оптр и РПЖ - соответственно плотность истинного полимерного тампонажного раствора и продавочной (промывочной) жидкости , кг/м ; ДЬ - высота полимерного моста над кровлей поглощающего пласта, м (5 м). Если зона поглощени  вскрыта на глубине более 150 м, задавли4ание тампонирующих смесей в пласт производ т через бурильные трубы в компоновке с пакером. Требуемый объем водного раствора солей поливалентных металлов определ ют по формуле (1). Требуемый объем полимерного тампонажного раствора определ ют по формуле Vnrp 0,785 DCKB. (hsn. + Нок.) + 0,785 (Оптр. - DCKB.) Ьзп.С (3) где Нок. рассто ние от конца бурильных труб до кровли поглощаю щего пласта, м; Оптр. - диаметр зоны проникновени  смеси истинного полимерного тампонажного раствора и ИРСПМ, м; С - коэффициент, учитывающий эффективную пористость пород. Объем продовочной жидкости определ ют по формуле Vnp: 0,785 (Hyrt. - Нет.) dBHyTp + DCKB -1, (4) где Нуп. - глубина установки пакера, м; йвнутр. внутренний диаметр бурильных труб, м; I - высота от конца бурильных труб до головы полимерного моста, м. Способ осуществл ют следующим образом . В качестве примера использовани  предлагаемого способа привести скважину с геолого-технической характеристикой: диаметр скважины 215 мм; диаметр эксплуатационной колонны 168 мм; способ эксплуатации - нагнетательна ; максимальный угол наклона 30° на глубине 1208 м; в интервале 1600-1678 м обнаружено поглощение промывочной жидкости; проницаемость пласта в интервале 1600-1678 м (812 )-10 мкм, температура в зоне работ 51°С.

Если зона поглощени  вскрыта на глубине более 150м,тозадавливаниетампони- 5 рующих смесей в пласт производ т через бурильные трубы в компоновке с пакеррм ПГ-2-70.

Работы по изол ции зон поглощени  начинаютс  только после определени  мес- 10 тоположени , мощности, проницаемости поглощающего пласта и интенсивности поглощени .

Потребное количество водного раствора соли рассчитывают по формуле15

VTC. 0,785 DCKB. -Ьзп.« , где DcKB. 215 мм 0,215м; han. 78 м;

« 5;20

VT.C. 0,,.5 14,15 м. Потребное количество истинного полимерного раствора определ ют по формуле

Vnip. 0,785 DCKB. (Ьзп. + Нок) + 0,785 25 (0йтр. - DCKB. ) han.C,

где Нок 80 м: Dnrp DCKB + 1 1,215 м; С 0,1;

Vnip. 0,7850,2152 (78 + 80) + 0,785x30, (1,,215)78-0,1 14,46 м.

Потребное количество продавочной жидкости определ етс  по формуле

Vnp. 0,785 (Нуп. - Нет.) dBHyr. +DcKB.l, 35

где Нуп. 650 м,- Нет. 100 м; бвнут. 0,112 м; I 82 м:

Vnp. 0,785 (650 - 100) 0,112 +0,215- 82 40 52,46 м.

Исход  из температурных условий в изолируемом 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. Производ т обв зку цементировочного агрегата с бурильными тру- 50 бами или устьем скважины. Водный раствор соли и полимерный тампонажный раствор последовательно закачивают в скважину (без разделительной цементировочной пробки). При движении по бурильным тру- 55 бам растворы смешиваютс  и через врем , равное времени загустевани  этой смеси, образуетс  пластическа  пробка в трубах. Эта пробка движетс  по бурильным трубам,

т.к. напр жение сдвига намного выше мгновенной величины адгезии материала пробки к металлу труб. Таким образом, пластическа  пробка выполн ет роль разделительной . При достижении забо  пробка выпадает на дно скважины. В это врем  затрубное пространство скважины закрывают (водный раствор соли находитс  против поглощающего горизонта по всей мощности пласта) и начинают продавливать полимерный тампонажный раствор в пласт. По мере образовани  в пласте пластичной высоков зкой каучукоподобной массы (полимерного флюидонепроницаемого экрана) полимерный тампонажный раствор продвигаетс  к кровле поглощающего пласта. Возрастание давлени  на манометре цементировочного агрегата свидетельствует о формировании полимерного флюидонепроницаемого экрана в пласте, который предотвращает дальнейшее поглощение бурового или тампонажного раствора.

Производ т подъем бурильных труб с пакером, скважину оставл ют на ОЗЦ. Затем разбуривают полимерный мост и убеждаютс  в восстановлении циркул ции промывочной жидкости.

Claims (2)

1.Способ, предупреждени  и ликвидации зон поглощени  в скважине путем последовательного закачивани  в интервал поглощающего пласта водного раствора соли поливалентного металла и полимерного тампонажного материала с последующим продавливанием их в поглощающий пласт, отличающийс  тем, что, с целью повышени  эффективности изол ции зоны поглощени  в скважине с поровыми малопроницаемыми пластами, продавливание вышеперечисленных материалов производ т после заполнени  интервала поглощающего пласта водным раствором соли поливалентного металла, а в качестве полимерного тампонажногр материала используют смесь карбамидной смолы, содержащей не менее 34% 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 зтом водный раствор соли поливалентного металла содержит от 6 до 13.6 мас.% соли.

2.Способ поп. 1,отличающийс  тем, что в качестве фенольного компонент используют фенол и/или двухатомный фе НОЛ и/или их производные.

Предлагаемый способ