СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ ПОГЛОЩЕНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ Российский патент 1998 года по МПК E21B33/138 C09K7/02 

Изобретение относится к способам ликвидации поглощений буровых растворов при бурении нефтяных и газовых скважин.

Известен способ раздельного закачивания глинистого раствора и водного раствора полиакриламида, при смешении которых в зоне поглощения глинистые частицы коагулируют и выпадают в виде хлопьев, кольматируя поглощающий пласт и соответственно ликвидируя поглощение.

Известна технология закачки вышеуказанных растворов в зону поглощения, когда водный раствор полиакриламида подается по бурильным трубам, в глинистый раствор - по затрубному пространству (Временная инструкция по исследованию поглощающих пластов и борьбе с поглощением промывочной жидкости при бурении скважин. - М.: ВНИИКРНЕФТЬ, 1974, с. 124).

Известен способ закачивания бурового раствора в зону поглощения с целью ликвидации поглощения коагулированной тампонируемой смеси, содержащей глинистый раствор, гипан-коагулянт, 15-30%-ный раствор хлористого кальция, наполнитель (Данюшевский В.С. и др. Справочное руководство по тампонажным материалам. - М.: Недра, 1987, с. 181-182, 190).

Целью изобретения является повышение эффективности работ по ликвидации поглощений.

Указанная цель достигается тем, что в зону поглощения закачиваются тампоны, содержащие глину, наполнитель и воду, в которые дополнительно вводятся коагулянт - полиакриламид, хлористая соль, например натрия или кальция, и кальцинированная сода при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Глина - 25,4 - 26,0
Наполнитель - 1,70 - 1,80
Полиакриламид - 0,87 - 2,80
Хлористая соль - 0,107 - 0,108
Кальцинированная сода - 0,28
Вода - Остальное
Причем процесс коагуляции тампона осуществляется в бурильных трубах при одновременной прокачке смеси компонентов.

Работы по ликвидации поглощений осуществляются путем закачки тампонов на основе глинистого раствора и наполнителей, скоагулированных до получения хорошо прокачиваемой насосами массы, состоящей из образований размером до 20-40 мм, способных изолировать каналы в среднепористой среде.

Положительный эффект достигается за счет введения в состав тампонов добавок, в значительной мере повышающих степень коагуляции системы, в качестве которых предлагаются хлористые соли натрия или кальция, а также за счет коагуляции тампона водным раствором полиакриламида DK-Drill A1 "Daiichi Kogyo", Япония при одновременной прокачке этих компонентов по бурильным трубам. За счет пленки полиакриламида, образующейся на внутренней поверхности бурильных труб, снижаются гидравлические сопротивления при прокачке скоагулированного тампона. При испытаниях в промысловых условиях, при закачке 30 м³ тампона по бурильным трубам ТБПВ 127x9.19 на глубину 2400, давление нагнетания составило 90-100 атм.

Оптимальный состав скоагулированных тампонов, обеспечивающий максимальную степень коагуляции, стойкость при перемешивании при движении по бурильным трубам и под действием температурной агрессии, определен лабораторный путем с оценкой указанных характеристик по изменению величины консистенции на консистометре КЦ-5.

В соответствии с предлагаемой методикой применения компонентный состав скоагулированных тампонов в двух вариантах и их характеристики представлены в таблице.

Предлагаемая технология применения.

Тампон на основе глинистого раствора, наполнителя с добавками хлористой соли Na или Ca и кальцинированной соды согласно гр. 2 таблицы, готовится в гидромешалке буровой установки.

Для получения скоагулированной массы используются 2 цементировочных агрегата (ЦА). В одном ЦА приготовляется 0,8%-ный водный раствор полиакриламида, во второй ЦА подается буровым насосом тампон из гидромешалки. В скважину предварительно спускаются бурильные трубы. Открытый конец труб устанавливается на 15-25 м выше поглощающего пласта. Бурильные трубы через цементировочную головку и тройник обвязываются с цементировочными агрегатами. При одновременной закачке в бурильный инструмент цементировочными агрегатами тампона и водного раствора полиакриламида в соотношении 5:1 в бурильном инструменте образуется скоагулированная масса, которая затем продавливается в зону поглощения при закрытом превентере.

Способ ликвидации поглощения бурового раствора при бурении скважин путем закачки в зону поглощения скоагулированных тампонов, содержащих глину, наполнитель и воду, предусматривает дополнительное введение в состав коагулируемых тампонов хлористой соли, полиакриламида и кальцинированной соды при следующем соотношении компонентов, мас.%: глина - 25,4 - 26,0, наполнитель - 1,1 - 1,8, хлористая соль, в качестве которой может быть использована хлористая соль натрия или кальция, 0,87 - 2,8, полиакриламид 0,107 - 0,108, вода - остальное, кальцинированная сода 0,28. При этом процесс коагуляции тампона осуществляется в бурильных трубах при одновременной прокачке компонентов. 4 з.п.ф-лы, 1 табл.

1. Способ ликвидации поглощения бурового раствора при бурении скважин путем закачки в зону поглощения скоагулированных тампонов, содержащих глину, наполнитель и воду, отличающийся тем, что в состав коагулируемых тампонов дополнительно вводят хлористую соль, коагулянт - полиакриламид и кальцинированную соду при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Глина - 25,4 - 26,0
Наполнитель - 1,70 - 1,80
Хлористая соль - 0,87 - 2,80
Указанный коагулянт - 0,107 - 0,108
Кальцинированная сода - 0,28
Вода - Остальное
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что процесс коагуляции тампона осуществляется в бурильных трубах при одновременной прокачке смеси компонентов. 3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что в качестве коагулянта используется полиакриламид марки DK - Drill фирмы "Daiichi Kogyo", Япония. 4. Способ по любому из пп.1 - 3, отличающийся тем, что в качестве хлористой соли используется хлористая соль натрия. 5. Способ по любому из пп.1 - 3, отличающийся тем, что в качестве хлористой соли используется хлористая соль кальция.