Способ снижения интенсивности поглощения бурового раствора Советский патент 1990 года по МПК C09K7/00 

Изобретение относится к бурению скважин.

Цель изобретения - повышение эффективности спобоба при интенсивности поглощения менее 5 м3/ч за счет повышения закупоривающей способности циркулирующего бурового раствора путем его обработки, при э.том обработку циркулирующего бурового раствора ведут до снижения сжимаемости его фильтрационной корки.

В табл. 1 приведены результаты лабораторных исследований сжимаемости фильтрационных корок буровых раст воров.

В табл. 2 приведены результаты обработки бурового раствора с целью повышения его закупоривающей способности путем химобработкио

В табл. 3 содержатся данные о результатах использования известных и предлагаемого способово

При наличии в резерве скважины поглощающих пластов,и если размеры поглощающих каналов превышают размеры частиц твердой фазы бурового раствора, последний уходит по трещинам в пласт. Интенсивность ухода раствора в пласт зависит от поперечных размеров трещин, от перепада давления в системе скважина - пласт, от вязкости раствора1. При одинаковом перепаде давления и одинаковой вязкости раствора управлять интенсивностью поглощения можно лишь путем изменения поперечных размеров поглощающих каналов или их закупорки.

сд

СП 00 О СП

Если поглощающие каналы имеют i pa нулярно-трещиноватую пористость, то при течении по трещине бурового раствора на ее стенках образуется фильт- рационная корка из твердой фазы бурового раствора. Этот процесс аналогичен образованию фильтрационной корки на стенках скважины против проницаемых пород Фильтрационная корка имеет разную плотность по толщине. Наиболее плотные слои корки прилегают к стенке трещины, а наименее плотные находятся в контакте с буровым раствором. Наиболее плотные слои кор- ки имеют и наибольшие прочность и сопротивление размыву потоком раствора.

Плотность корки зависит от состава твердой фазы, от электро-химических сил взаимодействия между частицами твердой фазы и гидродинамических сил, возникающих при фильтрационных процессах через корку. Наиболее плотный и наименее проницаемый слой корки образуется на контакте со стенкой сква- жины, так как на него передается наибольший перепад давления, т.е. он испытывает наибольшее гидродинамическое воздействие,, Действующий перепад давзависит от плотности и прочности корки: с увеличением плотности корки увеличивается ее толщина при динамическом равновесии Если корка имеет низкую плотность и прочность, т.е. слабое противодействие эрозионному размыву, она не только не уменьшает проходное сечение толщины, но и не предохраняет трещину от эрозионного размыва потоком раствора. В этом случае после вскрытия поглощающего пласта интенсивность поглощений увеличивается со временем из-за увеличения поперечных размеров поглощающих каналов в результате эрозионного размыва стенок трещиныо

Берут два раствора с одинаковым показателем водоотдачи и с одинаковой толщиной корки, соответствующей данной водоотдаче,, Плотность растворов равна 1,3 г/см3.раствор глинистый на водной основе. Состав и тип глины (основного твердого наполнителя раствора) также одинаковый. Средняя плотность фильтрационной корки для первого раствора равна 1 , г/см3, для второго - 1,8 г/см3. Фильтрационная корка этих растворов имеет раз

Изобретение относится к бурению скважин. Цель - повышение эффективности способа при интенсивности поглощения менее 5 м³/ч. Для этого повышают закупоривающую способность циркулирующего бурового раствора путем его обработки, которую проводят до снижения сжижаемости его фильтрационной корки. При обнаружении поглощения бурового раствора отбирают его пробы и обрабатывают их, например, различными реагентами, при этом определяют сжимаемость фильтрационной корки, отношение плотности корки после химобработки к исходной. Благодаря обработке циркулирующего бурового раствора повышается его закупоривающая способность, а также обеспечивается снижение сжимаемости фильтрационной корки. 1 ил., 3 табл.

ления на последующие слои корки умень- Зд ную структуру: структура корки першается, уменьшается и их плотность и прочность. Силы электрохимического взаимодействия между частицами твердой фазы также влияют на плотность слоев корки: чем сильнее эти силы, тем менее плотная корка, хотя проницаемость ее может быть низкой.

После вскрытия поглощающего пласта интенсивность поглощения может со временем как уменьшаться, так и увеличиваться. Уменьшение интенсивности поглощений связано с уменьшением проходного сечения поглощающих трещин в результате образования на их стен35

40

вого раствора рыхлая, у второго раствора плотная. У первого раствора снижение водоотдачи достигнуто за счет электрохимического воздействия на раствор и его фильтрационную корку, а у второго раствора - за счет плотной упаковки частиц в корке. Таким образом, два буровых раствора имеют одинаковый показатель водоотдачи, одинаковую толщину корки, одинаковую проницаемость корки. С точки зрения -. бурового процесса (влияния на ослож- ненность ствола, прихватоопасность, устойчивость ствола скважины) эти

50

ках фильтрационной корки„ Образование 45 можно отнести к одному типу, фильтрационной корки не только сужает проходное сечение трещин, но и предупреждает их эрозионный размыв потоком раствора. Интенсивность поглощения стабилизируется при наступлении динамического равновесия между скоростью образования корки и скоростью ее размыва потоком раствора. Чем более толстый слой корки образуется при динамическом равновесии, тем меньше поперечный размер трещины и тем самым меньше интенсивность поглощений. При этом толщина корки при наступлении динамического равновесия

Получают следующие результаты применения этих растворов для изоляции поглощающих горизонтов.

При использовании первого раствора с рыхлой коркой эффект закупорки минимальный. Все слои корки, кроме непосредственно прилегающего к стенке трещины, имеют слабую прочность и легко смываются потоком раствора. Поэтому при динамическом равновесии между скоростью образования корки и скоростью ее размыва на стенках трещины имеется тонкий слой фильтрационной корки, который не только не

ную структуру: структура корки пер

вого раствора рыхлая, у второго раствора плотная. У первого раствора снижение водоотдачи достигнуто за счет электрохимического воздействия на раствор и его фильтрационную корку, а у второго раствора - за счет плотной упаковки частиц в корке. Таким образом, два буровых раствора имеют одинаковый показатель водоотдачи, одинаковую толщину корки, одинаковую проницаемость корки. С точки зрения -., бурового процесса (влияния на ослож- ненность ствола, прихватоопасность, устойчивость ствола скважины) эти

можно отнести к одному типу,

Получают следующие результаты применения этих растворов для изоляции поглощающих горизонтов.

При использовании первого раствора с рыхлой коркой эффект закупорки минимальный. Все слои корки, кроме непосредственно прилегающего к стенке трещины, имеют слабую прочность и легко смываются потоком раствора. Поэтому при динамическом равновесии между скоростью образования корки и скоростью ее размыва на стенках трещины имеется тонкий слой фильтрационной корки, который не только не

снижает интенсивность поглощения, но может оказаться недостаточным для предупреждения размыва стенок трещины.

При использовании второго раствора с плотной фильтрационной коркой слои корки имеют более высокую прочность по сравнению с коркой первого раствора. Поэтому динамическое раё- новесие наступает при большей толщине корки на стенках трещины, а следовательно, при меньшем проходном сечении поглощающей трещины. Интенсивность поглощения при использовании второго раствора меньше, чем при применении первого раствора, так как при его использовании в местах неровностей и изгибов поглощающего канала происходит периодический срыв слоев корки. Более плотная корка второго раствора менее подвергнута эрозионному разрушению и диспергированию и способна закупорить трещину путем образования шламовых пробок.

Способ осуществляют следующим образом.

На приборе измерения водоотдачи растворов формируют фильтрационную корку под перепадом давления и определяют ее плотность. Проводят обработку раствора химреагентами и вновь формируют и определяют плотность фильтрационной корки. Выбирают тот вид обработки раствора, при котором плотность корки максимальна и выполняется условие

JV-.f, мин

где j и о - соответственно плотность уплотненной и неуплотненной корок бурового раствора.

Для этого процесс формирования корки осуществляют на двух приборах. После .того, как корки сформированы, из одного прибора раствор сливают и в камеру прибора поверх корки заливают уплотняющую жидкость, например машинное масло. Под перепадом давления осуществляют процесс уплотнения корки, который прекращают при завершении выхода фильтрата из фильтра камеры прибора. Уплотненную корку из- влекают из прибора и определяют ее . плотность. Определяют также плотность неуплотненной корки из другого прибора о Определяют отношение плотности

0

5

0

5

0

5

для этих корок. Указанные операции проводят после проведения разных хим- обработок раствора„ Выбирают ту хим- обработку, при которой отношение Р : : минимальное.

Плотность корки определяют, как отношение веса корки к ее объему. Вес корки измеряют взвешиванием. Объем корки определяют, например, по объему вытесненной жидкости после погружения корки в тарированный цилиндр с жидкостью.

В табл. 1 и 2 приведены результаты исследований фильтрационных корок буровых растворов о Пробы раствора обрабатывают гипаном, феррохромлиг- ,носульфонатом (ФХЛС) и карбоксиметил- целлюлозой (КМЦ) с разной дозировкой этих реагентов.

Исследования проводят следующим образом. В камеры двух измерительных приборов ВМ-6 заливают пробы бурового раствора и при перепаде 2,5 кгс/см2 осуществляют процесс фильтрации. Перепад 2,5 кгс/см2 создают путем установки дополнительного груза Процесс фильтрации в обоих приборах заканчивают после отфильтровывания 50 см3 фильтрата. После этого оставшуюся (непрофильтровавшуюся) часть раствора из камер приборов сливают. Из одного прибора фильтрационную корку извлекают, измеряют ее вес на лабораторных весах и определяют объем путем погружения в мерный цилиндр с дизельным топливом. По результатам измерений вычисляют плотность и толщину корки по формулам

Pi

1,

GI

v,

„Yi

5

0

где G IF 5

масса неуплотненнои корки;

объем неуплотненной корки;

толщина неуплотненной корки;

площадь фильтра. В камеру второго измерительного прибора поверх сформированной корки заливают машинное масло и при перепаде 2,5 кгс/см2 осуществляют уплотнение корки. О завершении процесса уп- .лотнения корки судят по завершению отжатия из корки жидкости. Корку извлекают из камеры прибора, определяют массу, объем корки и вычисляют плотность и толщину по формулам

fi

(iz

Vt

Vi

где G.J - масса уплотненной корки;

V7 - объем уплотненной корки;

1г - толщина уплотненной корки. Определяют коэффициент сжимаемости корки по формулам

К,

,

k

Предлагаемые исследования проводят при каждой дозировке вводимого в пробу раствора реагента

По результатам исследований (табл. 2) определяют оптимальную рецептуру химобработки при забое скважины 1810 и 2720 м„ При забое 1810 м оптимальной является следующая обработка раствора: в раствор требуется ввести 0,6% ФХЛС от объема раствора в скважине (табл. 2, раствор 11). При забое скважины 2720 м в раствор требуется ввести 0,k% ФХЛС (табл.2, раствор 22). При этих обработках обеспечивается минимальная плотность не- уплотн енной корки и минимальное значение коэффициента уплотнения.

В табл. 3 приведены данные по суммарному объему поглощенного раствора на скважинах при использовании различных способов. На базовых скважинах для ликвидации поглощений применяют наполнители (древесные опилки, вермикулит, глину) используют вязкие растворы,, Для осуществления предлагаемого способа через каждые 300 - kQO м углубления скважины отбирают пробу раствора, проводят лабораторные исследования и задают оптимальную рецептуру химобработки. При этом выполняют требования по поддержанию регламентированных значений стандартных параметров. Средний объем поглощенного раствора на одну скважину при базовом варианте составляет 70 м3, а при предлагаемом 52 м3.

Использование предлагаемого способа позволяет уменьшить интенсивность поглощений в среднем в 13,5 раз и уменьшить объем поглощенного раствора на 652 м3 на скважину.

На чертеже приведена зависимость между интенсивностью поглощений q

5

0

5

0

5

0

5

0

5

и коэффициентом сжимаемости корки К,. Графики построены по скважинам, номера которых приведены в табл. 1„ На всех скважинах через каждые 300- 00 м углубления проводят лабораторные исследования проб раствора по предлагаемому методу. Сплошными линиями на графике ограничены доверительные области статистической зависимости q f(K )„

Из графика следует, что с уменьшением коэффициента сжимаемости корки К1 интенсивность поглощений уменьшается и при коэффициенте сжимаемости 1,2 и менее поглощения полностью ликвидируются Для конкретного месторождения уменьшение интенсивности по- площений путем регулирования коэффициента сжимаемости корки более эффективно. Точность регулирования свойств раствора и надежность в уменьшении интенсивности поглощений по коэффициенту сжимаемости примерно в 3 раза превышает эти показатели при регулировании только плотности корки. Для месторождений, характеристики поглощающих пластов которых отличаются от характеристики данного месторождения, возможно получение одинакового эффекта от регулирования плотности корки р и коэффициента сжимаемости К,,. В этих случаях применяют регулирование свойств растворов по плотности,корки, что уменьшает трудозатраты на лабораторные исследования и повышает оперативность исследований.

Способ применим преимущественно для изоляции поглощающих горизонтов с гранулярной и смешанной пористостью при интенсивности поглощений до5мэ/ч.

Указанные преимущества способа предопределяют эффективность его использования в промысловой практике.

Формула изобретения Способ снижения интенсивности поглощения бурового раствора, включающий обработку циркулирующего бурового раствора, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа при интенсивности поглощения менее 5 м3/ч за счет закупоривающей способности циркулирующего бурового раствора, его обработку ведут до снижения сжимаемости фильтрационной корки циркулирующего бурового раствора.

Примечаний, f - плотность раствора; Ув - условная вязкость; в - водоотдача; СНС,/„ - тихсское напряжение сдвига за 1 и 10 мин.

Таблица I

I8t0

2720

Примечание, f- плотность раствора; УВ - условней вяэкость; В - водоотдаче; СНС,,,. - статическое напряжение сдвига за 1 и 10 мин.

2 3 4 5

6 7 8 9

10 11 12 13 14

15 16 17 18

19 20 21 22 23

Исходный Исходный + + реагент Д: г и пан 0,1 0,18 0,35 0,5

КМЦ-600 0,07 0,4 0,18 0,25

хлс

0,3 0,6 0,8

Ы

Исходный Исходный + + реагент,%:

кмц-боо 0,05 0,07 0,1 0,18

ФХЛС

0.15

0,250.

0.6

0,8

12/21

1,5 5.2 1.86 3.3

1,10226,56/10

1,10217.014/23

1,10217,510/16

1,15256,06/15

1,15 27

2)

5,5

9/16

5,5 13/20

,525.5

,505.8

.6,6

7,17.9

,08.2

,3510,2

.3112.7

41 49 6.6 6.4

1,545,2

Ml7,9

1,398,5

5,3

47 45 49 5,0

1,86 .86 ,85 ,84

.85 .8 .81 .80

,88 .96 .94 .89 .88

Т,93 1,92 1.9Q 1,88 1,88

3,3

3,3 3.4 3,6

2,8 3.9 4.4 49

3, 2,7 2.9 3,4 3,4

3,0 3.5 3.7 3.8

3,0 3,0 3,0 3.1 3,1

1,21

1,25 1,37 1,37 1.36

1,26 1,21 1,18 1,20 1.21

1,57

1,67 1,67 1.70 1,83

2,08 2,10 2,42 2.59

1,82 1,52 1.69 1,94 1,88

1,73 2,25 2,30

2,34

,76

,57

.6

,58

.61

vn

л со ш чл

ю

13

Примечание. В среднем на скважину при использовании

известного способа расходуется 70 м3 раствора, а при использовании предлага-i емого - 52 м3.

5t

Ч

34

г

п

7,3

Составитель Л.Бестужева Редактор И.Дербак Техред А.Кравчук

Заказ 818

Тираж 572

ВНИИПИ Государственного комитета по- изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР 113035, Москва, К-35, Раушская наб., д. Vb

1558951

И Таблица 3

W

1,5

16

Корректор О.Кравцова

Подписное