Способ упрочнения пород

 

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 избыточным давлением 1,5-3 МПа электролит В качестве электролита используют растворы сульфата алюминия или алюмокалиевых. или аммонийных квасцов концентрацией не менее 5 мас.%, а осаждаемого реагента - карбоксиметилцеллюлозу 2 з п флы, 2 табл. у Ё

СОЮЗ СОВГТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (5I)s С 09 К 7/02

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4786378/03 (22) 25.01,90 (46) 07.08.92.Бюл, вл 29 (71) В сесоюзн ый научно-исследовательский и проектный институт по креплению сквах<ин и буровым растворам (72) Л.А,Свиридов (56) Терещенко Н.П., Дубровинский Д.Л; и др. Отверждаемые глинистые растворы:—

Разведка и охрана недр. — М.: Недра. 1985, М 12, с. 28-29, Авторское свидетельство СССР

М 1239143, кл. С 09 К 7/02, 1984, Патент США

N 4 1 20369, кл. Е 21 В 33/138, опублик. 1978.

Бочко 3,А„Никишин В,А. Упрочнение неустойчивых горных пород при бурении скважин. — M,: Недра, 1979, с. 18, 102-129.

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 отверждае- . мыми 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 массовыьусоотношением КМЦ, щелочи, хлорида щелочноземельного металла и сульфата алюмйния, и последующем six смешении и вводе в буровой раствор, Известен способ бурения скважины в неконсолидиройанных доломитовых пороÄÄ50ÄÄ 1752750 Al (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 электролю.

В качестве электролита используют растворы сульфата алюминия или алюмокалиевых. или аммонийных квасцов конценграцией 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 CaClz 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 она

1752750 не охвачена крепящим составом. Кроме того, наблюдается полная несовместимость остатков крепящих смесей с буровым раствором и потеря стабильности бурового раствора ввиду коагулирующего действия 5 компонентов смесей в условиях высоких температур в скважине, Способ неприменим как при породах с нефтью, так и при наличии вод с рН>9, Причем компоненты смесей токсичны, а дли- 10 тельность сроков упрочнения гелей и их смесей с песком не удовлетворяет требованиям углубления скважины, - Цель изобретения — сокращение длительности достижения крепящим составом 15 максимальной механической прочности при одновременном повышении устойчивости приствольной зоны за счет уменьшения эоны проникновения фильтрата и повышения стабилизирующей способности бурового 20 раствора при высоких температурах.

Поставленная цель достигается тем, что заполнение закрепляемого участка ствола скважины осаждаемым реагентом осуществляют путем введения его в буровой рас- 25 твор в процессе бурения, а электролит нагнетают в течение 15 — 30 мин под избыточным давлением 1,5 — 3 МПа.

При этом в качестве электролита используют растворы сульфата алюминия или 30 алюмокалиевых квасцов или аммонийных квасцов концентрацией не менее 5 мас, .

В качестве осаждаемого реагента используют карбоксиметилцеллюлоэу, Изобретение позволяет обеспечить по- 35 вышение устойчивости приствольной зоны за счет уменьшения эоны проникновения фильтрата при повышении стабилизирующей способности бурового раствора при высоких температурах и формирования при 40 краткой длительности процесса в приствольной зоне скважины нерастворимого слоя с повышенной механической прочностью, а также совместимость способа с циклом бурения при сокращении затрат 45 времени.

Сравнение изменения показателей известного и предлагаемого способов по нефтепромысловым геофизическим исследованиям и лабораторным данным дано в 50 табл. 1 и 2.

Пример 1. При бурении в интервале

3900-4720 м скважины применяли буровой раствор плотностью 1,63-1,67 г/см . Контролем при перепаде давления 5 МПа и при 55 забойных температурах 110-1 40 С установлено, что за счет обработки КМЦ-600,.

ФХЛС, гидролизованного каустической содой, хромпика, показатель фильтрации составляет 13-13,6 смз, а толщина фильтрационной корки 6,0-7,2 мм. По окончании рейса углубления (в среднем проходка 18 м за рейс) в приэабойный интервал закачивают 1,8 мэ 5 -ного раствора алюмокалиевых квасцов КА!($0ф 12 НгО, По достижении этим объемом вскрытого интервала закрывают устье скважины плашечным превентором, продавливают, повышая давление на 30 кгс/см (120 кгс/см при продавке вместо 90 кгс/см при циркуляции), При снижении давления ниже

105 кгс/см включением насоса повышают давление до 120 кгс/см, Процесс продолжают в течение 30 мин, Затем при очередном снижении давления на стояке, например, до 90 кгс/см избыточное давление в скважине стравливают, отводя избыток бурового раствора через выкидную линию в запасной мерник. Затем устье скважины открывают. делают подъем компоновки бурильного инструмента, смену долота и спуск на очередное добавление.

После спуска инструмента на забой скважину промывают, отводя "пачку" раствора с

1 алюмокалиевыми квасцами в отдельный запасной мерник. Бурение ведут с использованием бурового раствора, обработанного

КМЦ. беэ добавок квасцов или других ингибиторов. Перед подъемом бурильной колонны для смены отработанного долота операцию закачки и продавливания во вскрытый интервал обьема раствора алюмокалиевых квасцов проводят в описанном ранее порядке.

Практические результаты сводятся к возможности дальнейшего, ниже отметки

4720 м, углубления скважины без спуска

"хвостовика "ф194 мм из труб P 110, Пример 2. Характерной особенностью для геолого-технических условий бурения скважин на площадях в интервале 41325250 м является интенсивность обвалообраэований и газопроявлений, не устраняемых применением ингибированных буровых растворов, утяжеленных до плотности 1,681,77 г/см .

Подбором и контролем рецептур непосредственно в термобарических условиях установлено отрицательное воздействие примесей силикатов натрия (при их дозировке до 1 ), ингибиторов — электролитов

CaCI2, сульфата алюминия, алюмокалиевых квасцов и аммонийный квасцов в дозировках до 0,5-1, При температуре 155 С, соответствующей забойной в скважине, пробы буровых растворов с такими добавками седиментационно неустойчивы (Лр = 0.62 г/см ), имели неупорядоченную структуру (например, 1752750

V>/>o/зо-107/125/40 мг/см ) и имели высо- Бурильную колонну освобождают от г кий показатель фильтрации (Фзо=41 смз). плашек превентора, проводят ее подьем для

Упрочнение приствольной зоны глубо- смены отработанного долота и спускают инкой скважины силикатизацией ввиду угрозы струмент на очередное долбление. Промы- . гидроразрыва пластов, катастрофических 5 вают скважину, отводя призабойный объем газопроявлений в результате этого,а также раствора сульфата алюминия в специальввиду несовместимости с технологическим ный мерник, а объем зон смешения — 0 амциклом строительства скважины является бар. тампонажной операцией, Бурение продолжают с применением

В связи с этим применяют упрочнение 10 стабилизированного бурового раствора с пород по изобретению, Буровой раствор вводом КМЦ-600 (КМЦ-700) без добавок з плотностью 1,77 г/см обрабатывают реа- сульфата алюминия, алюмокалиевых или гентами комплексного действия (гидролиэо- аммонийных квасцов. По завершении углубванный ФХЛС, КССБ-4), а требуемой ления операции повторяют в описанной поповышенной стабилизации достигают вво- 15 следовательности. дом при бурении КМЦ-600 (в конечных ин- Для оценки эффективности повышения тервалах скважины КМЦ-700) по 0,3-0,4 с устойчивости пород вскрытых интервалов тем, 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 и

Добавки бихроматов при этом исключа- интерпретационный материал бокового кают для сохранения стабильности показате- ротажного зондирования (БК3), На основе лей свойств бурового раствора — как последнего и некбтбрйх другйх геофизичеседиментационной устойчивости, так и ских исследований оценивается радйус фильтрации. 25 дренирования бурового раствора (проникСредняя проходка за рейс углубления . новения его фильтрата). составляет 20 м, По завершении отработки Применение известного способа позводолотаф295 мм во вскрытый интервал, с ляетснизитьзатратынабурениена7руб./м резервом над ним по высоте в 3 — 5 м, зака- и сократить время на проведение каждой чивают2,5 м 35 -ного раствора Alp(S04)a. 30 операции по упрочнению неустойчивых по3 о

После закрытия плашечного превентора во род в среднем на 44 ч, вскрытый интервал скважины в течение 20- Формула изобретения

25 мин продавливают этот раствор осарите-, 1, Способ упрочнения пород, йключаюля, поддерживая давление 125 кгс/см (при щий вытеснение бурового раствора и запол- . г

110 кгс/см во время циркуляции, т.е. при 35 нение закрепляемого участка ствола избыточном перепаде 15 кгс/см ). Эта вели- скважины осаждаемым реагентом с послечина установлена как минимальная после дующим нагнетанием в ствол скважйны под г того, как при 113,5 кгс/см не наблюдалось избыточнымдавлениемэлектролита; отл изаметное снижение давления, свидетельст- "ч а ю шийся тем, что, с целью сокращения вующее при проверенной заранее герме- 40 длительности достижения крепящим состатичности скважины об отсутствии аффекта вом максимальной механической прочности продавливания. Не обусловили эакрепле- при одновременном повышении устойчивония пород и попытки продавливания рас- сти приствольной эоны за счет уменьшения творов осадителей при их концентрации зоны проникновения фильтрата и повышеменее 5;,, причем наблюдавшееся ускорен- 45 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 раснии дренирования самой приствольной зо- твор в процессе бурения, а электролит ны скважины, 50 нагнетают в течение 15-30 мин под избыПри снижении на 5 — 10 кгс/см перепа- точным давление 1,5-3.0 МПа. г да давления ниже заданного режимом 2. Способ по и. 1, отличающийся вновь включают насосы для восстановления тем, что в качестве электролита используют оптимальной величины. При завершении растворы сульфата алюминия илиалюмокациклов продавливания осаждающего рас- 55 лиевых квасцов или аммонийных квасцов твора, при последующем снижении давле- концентрацией не мейее 5 мас. . ния на стояке до 110 кгс/см давление г

3. Способ по пп. 1 и 2, о т л и ч а юстравливают, отводя избыток бурового рас- шийся тем, что в каЧестве осаждаемого твора через выкидную линию в запасной мер- реагента используют карбоксйметилцеллюник, лозу.

1752750

Таблица I с

Опыт

Условия опыта (7

l. 3

4 J

Дополнительный перепад давлениясР„ ИПа

3,5

3,0

1 1>5 3,0

5>0

3,0

0лнтельность опыта Т, I иин

Показатель фильтрации раствора A)2 (SO ) снз f0 15 30

5,1 12,6 21,3

0 5 60

Гидроразрыв 28,7

{прорыв) фильтрацион-. ной корки

180

33,8

Гидрораэрыа (прорыв) фильтрационной корки

П р и и е ч а н и е. фильтрация раствора сульфата алюминия (25 иасА) через сформированную при 5 МПа фильтрационную корку бурового раствора, стабилизированного

КИЦ-600 (0,35 мас.2), температура в процессе опыта 155 С, перепады давления сверх 5 ИПа (дополнительные 1 - 5 НПа).

Т а б л и ц а 2 с «»

Результаты испытаний Известный способ

Предлагаемый

Эона пронйкновейия бурового раствора при вск ытии пласта б змием

P УР

Зона проникновения фильтрата бурового Буровой раствор с КИЦ и раствора, применяемого при вскрытии электролитными добавками интерввла неустойчивых пород (по интер- 2-4 и более претации фактических данных геофизических исследований скважин методам бокового каротажного зондирования-6K3), диаметров скважины

Ссаотнож»ние эон дренировання (эон проник- RRg k (2-:4) D,gg новения фильтрата бурового раствора) и R>Äz с е „ эон упрочнення (Ry 3,»Р - от номинальной стенки),с радиусом R«z

Стабилизирующая способность бурового раствора, применяемого при вскрытии пласта бурением

Седиментационная неустойчивость утяже- 0,37«0,62 ленного бурового раствора, г/смз (фР - 1,5 -, „з > С„э -.140 С, время термообработки 5 ч)

PP )I„I Р., Показатель фильтрации бурового раст- 22-24(41) и более вора при перепаде давления 50 кгс/смз в температуре забоя скважин 140"0 (лабораторные исследования на фильтр-прессе ФП-200) Ф, смз „

Состояние, взаимодействие, распределение сост сред, механические свойства

Состояние упрочняющей среды (лабора- Гелеобразное торные данные)

Поквлизация крепящего состава (иоде" лирование в лабораторных испытаниях)

Буровой раствор с КМЦ без электродных добавок (ингибиторав) 0,3 0,5 и менее

П л са (0,3- 0 5) Осаь 1

Ry> p ь "скз

0 06«0,09 l 1 "1 3,8 и менее азов и

Уплотненное, практически нерастворимое

На фильтрационной корке (в в порах коллекторапри случайном снятии

Корки с пор в момент закачки составов) В фильтрацианной корке и в порах пород приствольной зоны под коркой

Взаимодействие и механическая прочность (лабораторные испытания)1

Смесь пакета с растворами силнката натрия и отвердителя (СаС12 или кремнефтористоводородная кислота) 15-, (15-40) Фильтрационная корка бурового раствора с КМЦ после продавливанна осадителя - растворов алюмиНатаз Al> (SO„) И Лр.

37 75 прочность эакрепляемой среды с составом, кгс/смз;

На модели песчаной поро-. ды и корки на ней не продааливается гель

14,3;1>0 5 -" Рс (сразу после гелеобрааования)

1,5" l,2 (через 5 сут) бпродавливание крепящего состава мли его компонентов при дополнительном аР 1,5-3 МПа; прочмасть собственно крепящего состава, krc/ñè

Раствор осадителя сквозь корку проходит за 15-30 иин

>: то же, во времени, кгс/смз

1752750

Продолжение табл, 2 (3

---------ь-------10-15 (в нижне» слое) раздельно-фильтрвционная корка бурового раствора с КМЦ, кгс/смз с

Условия продвижения крепящих сред в массив породы, совместимость с циклом бурения длительность продвижения через фильтраци- "е продвигается при 0>25"0,5 онную корку (лабораторные исследовани»), ар до 5 МПа ч

8еличины nepenanos давления, дополнительных по сравнению с условиями при вскрытии коллектора, ИПа

Соизмеримы с нагрузками 1>5-3 при гидроразрыве пласта

24:65 (для гелей), в нем 44

Длительность достижения конечной меха» ннческой прочности, ч (лабораторные ис" следования) сред- 0,25- .0,5

До 4

В сумме до 20 и болев

»» >» °

Составитель Л. Бестужева

Техред.М.Моргентал Корректор Л. Лукач

Редактор В, Петраш

Заказ 2733 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5

Производственно-издательский кОмбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101 раздельно-фильтрационная корка буро- 7,0-8,5 (в целом) аого раствора с А12($0„) (без кмЦ), кгс/смз раздельно-фильтрационная корка бурового рестворв с КИЦ после продавливания 252-ного раствора А1 (SO„)1, кгс/снт;

I через 30 через 90 совместно-фильтрационная корка бурового раствора с КИЦ на проннцаемом (500 »0) образце породы после продавливания 252-ного раствора А1 (80„)> через 30

Длйтельность сохранения цельности при вращении и вертикальном периодическом смещении стержня на контакте с поверхностью среды (лабораторные исследования), ч

37- .75 (в целом)

40Ф75 (а целом). 37475 (в целом)