ТАМПОНАЖНЫЙ РАСТВОР И СПОСОБ ЕГО ПРИМЕНЕНИЯ ДЛЯ ВРЕМЕННОГО КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН Российский патент 1996 года по МПК E21B33/138 

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к тампонажным растворам и способам для временного крепления скважин.

Известны глинонефтеэмульсионные смеси плотностью 1,2-1,24 г/см³, используемые для временного крепления скважин (1) с содержанием нефти в смеси от 55 до 70% мас. ч.

Недостатком этих смесей являются большой расход нефтепродуктов в составе нетвердеющего вязко-пластичного тампонажного раствора и выделение нефти из раствора во времени в результате контакта тампонажного раствора с пластовыми водами после закачки его в затрубное пространство обсадной колонны.

Известно применение глинонефтеэмульсионных смесей для временного крепления скважин (1), заключающееся в интенсивном перемещении нефти и воды и последующем добавлении глинопорошка.

Готовый раствор закачивается в затрубное пространство обсадной колонны.

Недостатком этого способа является то, что структурно-механические свойства раствора не отвечают конкретным горно-геологическим условиям разреза, вскрытого скважиной.

Известен наиболее близкий способ ликвидации межколонных газопроявлений в скважине, заключающийся в закачке вязкого инвертного мелового раствора в затрубное пространство, состоящего из шлама сульфонатных присадок к смазочным маслам, газоконденсата, эмультала, карбоната кальция и воды. Это инвертный меловой раствор в процессе закачки в скважину, дополнительно смешивается с минерализованным раствором хлористого кальция и не обладает требуемой величиной статического напряжения сдвига для разобщения пластов и предотвращения обвалов пород со стенок в скважинных условиях во времени.

Изобретение направлено на улучшение состава и технологических параметров тампонажного раствора и его эффективное применение для временного крепления скважин с учетом конкретных горно-геологических условий разреза, вскрытого скважиной (теригенные, хемогенные, низкотемпературные с внутрипластовыми трещинами отложения).

Это достигается тем, что состав нетвердеющего вязко-пластичного тампонажного раствора дополнительно содержит смазочные добавки, ПАВ и соли поливалентных металлов при следующем соотношении компонентов, мас. ч.

Глинопорошок 28-40
Нефть 15-25
CАБ-1 до 10
ПАВ неионогенный 1-2
Хлористый натрий (кальций) 10-12
Вода Остальное
Способ применения тампонажного раствора для временного крепления скважин, включающий приготовление раствора и закачку его в затрубное пространство обсадной колонны, основывается на расчете величины статического напряжения сдвига для разобщения пластов, вскрытых скважиной после закачки раствора в скважину, и набора прочности структуры раствора во времени при следующем условии

где ΔP перепад давления на проницаемый пласт за счет разности значений градиентов пластового давления, приведенные к одной глубине;
К, Кт коэффициенты проницаемости гранулярной пористой среды и трещинного коллектора;
α безразмерный коэффициент для растворов, содержащих твердую фазу a 166х10^-4;
С безразмерный коэффициент С 0,33;
r_в, r_c соответственно радиусы глубины проникновения нетвердеющего вязко-пластичного тампонажного раствора в пористую среду и скважины.

При наличии в разрезе скважины пластов с внутрипластовыми трещинами и большой интенсивностью поглощения раствора статическое напряжения сдвига должно удовлетворять следующему условию

где ΔP перепад давления на проницаемый пласт, приведенный к одной глубине;
D диаметр скважины;
d наружный диаметр обсадной колонны;
Δh расстояние между пластами с аномальными градиентами давления.

Для предотвращения обвалов неустойчивых пород, вскрытых скважиной, фактическое напряжение сдвига раствора должно удовлетворять следующему условию

где r радиус оторванной от стенок скважины породы;
β коэффициент обтекания, зависящий от формы и размеров; по опытным данным Р.И.Шищенко b 18-50;
r_n, ρ_* соответственно плотность оторванной от стенок скважины породы и плотность нетвердеющего вязко-пластичного тампонажного раствора.

Анализ состава и параметров известных тампонажных растворов, применяемых для временного крепления скважин, показал, что применение глинонефтеэмульсионных смесей без дополнительных добавок (САБ-1, хлористый кальций, полиакриламид) не обеспечивает такие свойства раствору, которые они проявляют в заявляемом решении, а именно не происходит выделение нефти из раствора во время набора прочности в скважинных условиях, улучшаются структурно-механические параметры раствора, что делает их пригодными для временного крепления скважин, когда в разрезе скважины вскрыты хемогенные, теригенные, низкотемпературные и с внутрипластовыми трещинами отложения.

Анализ способов применения нетвердеющих вязко-пластичных тампонажных растворов показал, что временное крепление скважин без соблюдения трех критериев величины статического напряжения сдвига не обеспечивает разобщение пластов и предотвращение обвалов неустойчивых пород, вскрытых скважиной.

Таким образом, данный состав компонентов раствора и способ его применения для временного крепления скважин придают тампонажному раствору и способу его применения новые свойства, что позволяет сделать вывод о соответствии изобретения критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

Для экспериментальной проверки заявляемого состава были подготовлены 19 композиций.

В табл. 1 приведены составы смесей и данные лабораторных исследований по определению характера изменения статического напряжения сдвига нетвердеющего вязко-пластичного тампонажного раствора во времени.

В табл. 2 приведены результаты лабораторных исследований и расчета величины статического напряжения сдвига, при котором прекращается осаждение обвалившейся породы в нетвердеющем вязко-пластичном тампонажном растворе.

В табл. 3 приведены результаты лабораторных исследований по определению статического напряжения сдвига нетвердеющего вязко-пластичного тампонажного раствора при различных температурах.

Реагенты для приготовления и обработки нетвердеющих вязко-пластичных тампонажных растворов представляют собой систему, состоящую из следующих компонентов глины, воды, углеводородной жидкости, ПАВ, смазывающих добавок и минеральных солей. Углеводородная фаза должна представлять собой истинный раствор с добавкой ПАВ, обеспечивающий низкое значение поверхностного натяжения на границе с водной фазой и способный образователь на межфазной поверхности прочные защитные пленки. ПАВ добавляется в состав нетвердеющего вязко-пластичного тампонажного раствора с целью создания агрегативно устойчивой системы. Введение в состав раствора ПАВ, снижающих поверхностное натяжение раствора на границе раздела фаз, облегчает процесс эмульгирования. Для приготовления состава нетвердеющих вязко-пластичных тампонажных растворов используются высокомолекулярные неионогенные ПАВ. Основные требования к ПАВ, применяемым при приготовлении раствора: нейтральность к горным породам и минерализованным пластовым водам, вскрытых скважиной, гидрофобизирующие свойства к терригенным породам, сохранение агретативной стабильности системы и расчетной величины статического напряжения сдвига раствора во времени. Кроме того, ПАВ исключает выделение нефти из раствора в процессе набора прочности структуры в результате контакта нетвердеющего тампонажного раствора с пластовыми водами в скважинных условиях.

Рациональное содержание ПАВ в составе нетвердеющего вязко-пластичного тампонажного раствора составляет от 1,2 до 2 мас. Подбирается в лабораторных условиях в зависимости от качества воды затворения, твердой фазы и углеводородной жидкости, т.е. состава раствора и его требуемых конечных показателей структурно-механических свойств.

В качестве углеводородной дисперсной среды тампонажного раствора используется нефть или продукты ее переработки (дизельное топливо).

Нетвердеющие вязко-пластичные тампонажные растворы, затворенные с добавкой дизельного топлива, показали интенсивный рост статического напряжения сдвига во времени за счет быстрого замещения дизельного топлива водой после их вступления в контакт между собой.

Смазывающие добавки применяются для создания агрегативно-устойчивой системы тампонажного раствора и используются добавки типа САБ-1. САБ-1 с водой образует эмульсию, улучшает антифрикционные, противоизносные, противозадирные свойства как пресных, так и минерализованных нетвердеющих вязко-пластичных тампонажных растворов.

Композиция САБ-1 содержит в качестве смазочной добавки 4 метил 4 фенил-1,3 диоксан, который является продуктом синтеза α-метилстирола с формальдегидом и имеет эмпирическую формулу С₁₁H₁₄O₂, а структурную формулу:
САБ-1 применяется в качестве пластификатора и как ингибитор кислотной коррозии металлов и как товарный продукт выпускается по ТУ 6-09-50-2385-82.

Товарный продукт представляет собой раствор 95% концентрации. Содержание САБ-1 в составе нетвердеющего вязко-пластичного раствора зависит от следующих основных требований: нейтральность к горным породам, вскрытым скважиной, сохранение агрегативной стабильности раствора в скважинных условиях длительное время, сохранение статического напряжения сдвига во времени при контакте с пластовыми водами, вскрытыми скважиной. С увеличением содержания САБ-1 в растворе уменьшается содержание нефти в составе нетвердеющего вязко-пластичного тампонажного раствора, а также исключается необходимость добавки ПАВ для создания агрегативно устойчивой системы раствора.

Рациональное содержание САБ-1 в составе раствора колеблется в пределах от 1,2 до 10 мас. Содержание САБ-1 в растворе зависит от качества твердой фазы, воды затворения и углеводородной жидкости. Количество определяется в лабораторных условиях в зависимости от требуемых конечных показателей структурно-механических свойств и геологического разреза скважины.

Введение в нетвердеющий вязко-пластичный тампонажный раствор смазывающей добавки САБ-1 приводит к уменьшению значения статического напряжения сдвига.

Водная фаза тампонажного раствора может быть пресной или минерализованной водой. От величины водосодержания зависят практически все остальные параметры смеси: плотность, реологические свойства, седиментационная стабильность, глиноемкость.

Водосодержание тампонажных растворов не постоянная величина. Содержание воды при первичном приготовлении определяется исходной рецептурой и является практически постоянной величиной. При контакте тампонажного раствора с водосодержащими пластинами и горными породами изменяется водосодержание и минерализация раствора за счет процессов диффузии, осмоса и капиллярных явлений.

Пресная вода используется в том случае, когда геологический разрез представлен устойчивыми породами и пресными пластовыми водами, не требующими ограниченной по активности водной фазы.

При креплении хемогенных отложений водная фаза насыщается солью для поддеpжания равновесия тампонажного раствора. Необходимая степень минерализации водной фазы и тип соли в каждом конкретном случае подбираются опытным путем из условий временного крепления скважины.

Пластовая минерализованная вода также может быть использована в качестве водной фазы для приготовления тампонажного раствора.

При достаточно высоком содержании минеральных солей в воде затвердения тампонажного раствора, замерзания его до определенной отрицательной температуры не происходит. Для временного крепления скважин в вечной мерзлоте требуется, чтобы водная фаза содержала вполне определенное количество солей. Например, натриевая соль (до 23%) или хлористый кальций (до 29,9) в водной фазе увеличивает устойчивость тампонажного раствора к замерзанию в условиях отрицательных температур (соответственно до -21 и 40^oC).

Твердая фаза тампонажного раствора выполняет функцию активного наполнителя-стабилизатора, структурообразователя и понизителя фильтрации, а также утяжелителя. В качестве твердой фазы используется глинопорошок (кальциевый, натриевый и полыгорскитовый). Тип и содержание твердой фазы выбираются в зависимости от литологической характеристики вскрытых скважиной горных пород. Для гидрофобизации частичек глинопорошка при приготовлении нетвердеющего вязко-пластичного тампонажного раствора используется эмульсия типа "масло в воде" или производится предварительная модификация внешней части поверхности твердых частиц углеводородными жидкостями.

Набухание глины происходит тем интенсивнее, чем меньше минерализация воды, контактируемой с глинистыми частицами.

Лабораторные исследования нетвердеющих вязко-пластичных тампонажных растворов показали, что с уменьшением водосодержания раствора увеличивается значение величины статического напряжения сдвига. При приготовлении нетвердеющего вязко-пластичного тампонажного раствора затворением на минерализованной воде при одинаковом водосодержании раствора уменьшается значение статического напряжения сдвига по сравнению с раствором, затворенным на пресной воде. При контакте с пластовой водой нетвердеющего вязко-пластичного тампонажного раствора, затворенного на пресной воде, наблюдается уменьшение статического напряжения сдвига.

Как видно из табл. 1-3 наилучшие показатели имеют составы 4, 6, 8-10, 12-15, 17, 18.

Для предупреждения поступления пластовых флюидов в скважину из других отложений и исключения перетока из одного пласта в другой производят разобщение всех нефтеводосодержащих пластов, вскрытых скважиной, путем заполнения затрубного пространства скважины нетвердеющим вязко-пластичным тампонажным раствором, приготовленным по специальному рецепту.

Важнейшими качественными показателями нетвердеющих вязко-пластичных тампонажных растворов, влияющих на условия разобщения пластов, вскрытых скважиной и предотвращения обвала и осаждения этих частиц являются плотность и статическое напряжение сдвига, т.е. прочность структуры (θ).

Максимальный радиус оторванной от стенок скважины породы может быть определен по толщине кольца против наружного диаметра обсадной трубы в затрубном пространстве по формуле

где δ толщина кольца против наружного диаметра обсадной трубы в затрубном пространстве;
Dд диаметр долота;
Dт наружный диаметр спускаемой колонны труб.

В зависимости от глубины и сложности разреза скважины в отечественной и зарубежной практике толщина кольца между внешним диаметром обсадных труб и диаметром скважины колеблется от 25 до 55 мм.

Экспериментальными исследованиями многих исследователей установлено, что движение твердых частиц в жидкости в трубах и щелях возможно когда удовлетворяется условие:

где D диаметр оторванной от стенок скважины породы.

Тогда , а большего диаметра оторванные от стенок скважины породы остаются на своих местах, т.е. на стенках скважины.

Значения радиусов глубины проникновения вязко-пластичного материала в пористую среду определяется по данным исследования скважин в процессе бурения. Для определения коэффициента проницаемости пласта используется прямолинейный участок индикаторной кривой, характеризующий линейный закон фильтрации. Определение глубины проникновения вязко-пластичного раствора в пористую среду подробно описано в работах А.Х.Мирзаджанзаде и др. (3, 4, 5).

Для реализации тампонажного раствора с целью временного крепления скважин с использованием цементировочных агрегатов, диспергаторов, глиномешалки или другими известными способами заготавливается расчетный объем нетвердеющего вязко-пластичного тампонажного раствора. Рецепт этой смеси по величине статического напряжения сдвига должен удовлетворять трем критериям статического напряжения сдвига, которые необходимы для разобщения пластов и предотвращения обвала неустойчивых пород.

После окончания закачки нетвердеющего вязко-пластичного тампонажного раствора в затрубное пространство обсадной колонны происходит рост статического напряжения сдвига до расчетной величины за требуемый технологический период времени. Далее рост фактического напряжения сдвига прекращается и достигнутое значение его сохраняется в течение длительного времени. Поэтому первому критерию значения статического напряжения сдвига нетвердеющего вязко-пластичного тампонажного раствора должно удовлетворять условие (см. формулу I):

Пример. Перепад давления на проницаемый пласт ΔР 10 кгс/см², К₁ 1 дарси; К_т 299 дарси; a 166х10^-4; С 0,33; r_c 10,8 см; r_b 50,8 см

При наличии в разрезе вскрытой скважины высокопроницаемых пород или внутрипластовых трещин в пласте вторым критерием величины статического напряжения сдвига является (см. формулу 2):

Пример: ΔP 10 кгс/см²; Д 21,6 см; d 14,6 см; Dh 100 м

Порода, оторванная от стенки скважины, из известного пласта под действием силы тяжести попадает в нетвердеющий вязко-пластичный тампонажный раствор и встречает сопротивление, величина которого выражается формулой
f = πr²•β•θ+6πr•η•v (4)
где r радиус оторванной от стенок скважины породы;
β коэффициент обтекания, зависящий от формы и размеров; по опытным данным Р.И.Шищенко и Бакланова b 18-50;
h коэффициент трения;
v скорость движения твердых частиц.

В жидкостях падающая порода находится под действием двух противоположных сил. Сверху вниз действует сила тяжести породы f₁, которая равна произведению его объема на его плотность (r_n)

Снизу вверх на породу действует сила выталкивания, которая по закону Архимеда равна массе вытесненной жидкости в объеме породы с плотностью

тогда

Приравнивая правые части уравнений, можем записать

Увеличение плотности тампонажной смеси приводит к снижению скорости осаждения твердых частиц или обвалившейся со стенок скважины породы, однако скорость осаждения породы прекращается только с ростом статического напряжения сдвига смеси, т.е. когда v=0. Тогда третьим критерием величины фактического напряжения сдвига является (см. формулу 3)

Пример: r 10 см; β 18; r_n 3200 мг/см²; ρ_* 1200 мг/см²

Плотность пород, вскрываемых скважиной, всегда больше, чем плотность тампонажного раствора. Прекращение движения частиц обвалившейся породы в растворе только за счет увеличения плотности смеси практически нецелесообразно.

Пользуясь формулой 3, можно определить статическое напряжение сдвига нетвердеющего вязко-пластичного тампонажного раствора, применительно к конкретным скважинным условиям, чтобы скорость осаждения отваливающихся пород была равна нулю.

По результатам расчетов величины критериев статического напряжения сдвига расположились следующим образом θ₃< θ₁< θ₂. Наибольшая величина статического напряжения сдвига составляет θ₂= 1750 мг/см². По этой величине выбирается примерный состав нетвердеющего вязко-пластичного тампонажного раствора по данным табл. 1-3, при этом учитываются породы и флюиды, вскрытые в разрезе скважины.

Например, для временного крепления скважины в разрезе которой имеются теригенные отложения, отвечают параметры нетвердеющего вязко-пластичного тампонажного раствора составы п. 12 (см. табл. 1-3).

Для скважин в разрезе которых имеются отложения каменной соли отвечают параметры нетвердеющего вязко-пластичного тампонажного раствора состава п. 9 (см. табл. 1-3). Для скважин, в разрезе которых имеются отложения с температурой до -9^oC (вечная мерзлота) отвечают параметры нетвердеющих вязко-пластичных тампонажных растворов состава п. 6, 8, 10.

Реализация изобретения позволяет решить проблему разобщения пластов в различных горно-геологических условиях при креплении скважин, извлечь колонну обсадных труб после окончания работ по исследованию и эксплуатации скважин. ТТТ1 ТТТ2 ТТТ3 ТТТ4 ТТТ5 ТТТ6

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к тампонажным растворам и способам для временного крепления скважин. Сущность изобретения: состав нетвердеющего вязко-пластичного тампонажного раствора дополнительно содержит смазочные добавки, ПАВ и минеральную соль при следующем соотношении компонентов, мас. ч.: глинопорошок 28-40, нефть 15-25, САБ-1 до 10, ПАВ 1-2, хлористый натрий (кальций) 10-12, остальное вода. Способ применения тампонажного раствора для временного крепления скважин, включающий приготовление раствора и закачку его в затрубное пространство обсадной колонны, основывается на учете величин статического напряжения сдвига тампонажного раствора для качественного разобщения пластов с учетом скважинных условий. 2 с. и 2 з.п. ф-лы, 3 табл.

1 Тампонажный раствор, включающий глинопорошок, углеводородную жидкость, поверхностно-активное вещество, смазочную добавку, минеральную соль и воду, отличающийся тем, что в качестве смазочной добавки он содержит САБ-1, получаемый синтезом метилстирола с формальдегидом, в качестве ПАВ - высокомолекулярное неионогенное поверхностно-активное вещество, а в качестве углеводородной жидкости нефть при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.

Глинопорошок 28 39
Нефть 8 25
САБ-1 До 10
ПАВ неионогенный 1 2
Хлористый натрий (кальций) 10 12
Вода Остальное
2. Способ применения тампонажного раствора для временного крепления скважин, включающий закачку раствора в затрубное пространство, отличающийся тем, что в качестве раствора используют нетвердеющий тампонажный раствор, включающий следующие компоненты при их соотношении, мас.ч.

Глинопорошок 28 39
Нефть 8 25
САБ-1 До 10
ПАВ неионогенный 1 2
Хлористый натрия (кальций) 10 12
Вода Остальное
причем статическое напряжение сдвига раствора после закачки его в скважину и набора прочности структуры во времени должно удовлетворять следующему условию:

где ΔP перепад давления на проницаемый пласт за счет разности значений градиентов пластового давления, приведенные к одной глубине:
K, K_т коэффициенты проницаемости гранулярной пористой среды и трещинного коллектора;
α безразмерный коэффициент для растворов, содержащий твердую фазу α = 166•10^-4;
С безразмерный коэффициент С 0,33;
r_в, r_с соответственно радиус глубины проникновения нетвердеющего вязкопластичного тампонажного раствора в пористую среду и скважины.

3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что при наличии в скважине пластов с внутрипластовыми трещинами и большой интенсивностью поглощения раствора статическое напряжение сдвига его должно удовлетворять следующему условию:

где ΔP перепад давления на проницаемый пласт, приведенный к одной глубине;
D диаметр скважины;
d наружный диаметр обсадной колонны;
Δh расстояние между пластами с аномальными градиентами давления.

4. Способ по п. 2, отличающийся тем, что для предотвращения обвалов неустойчивых пород, вскрытых скважиной, статическое напряжение сдвига раствора должно удовлетворять следующему условию:

где r радиус оторванной от стенок скважины породы;
β коэффициент обтекания, зависящий от формы и размеров, по опытным данным Р.И. Шищенко равный 18 50;
r_n, ρ_* соответственно плотность оторванной от стенок скважины породы и плотность нетвердеющего вязкопластичного тампонажного раствора.