Способ упрочнения пород Советский патент 1992 года по МПК C09K7/02 

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к проводке скважин в интервалах неустойчивых терригенных пород.

Известен способ закрепления пород приствольной зоны скважины отверждае- мыми растворами, заключающийся в применении полимерного связующего фенолфор- мальдегидного типа для отверждения раствора в скважине

Известен способ приготовления инги- бированного солями алюминия бурового раствора, заключающийся в делении компонентов обработки на порции с различным массовым)соотношением КМЦ, щелочи, хлорида щелочноземельного металла и сульфата алюминия, и последующем их смешении и вводе в буровой раствор.

Известен способ бурения скважины в неконсолидированных доломитовых породах, заключающийся в периодической остановке бурения, закачке в эти пласты водного раствора, содержащего кислоту ПАВ и реактивы, осаждающие силикаты, водные растворы водорастворимых 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 CaCIa или операции по смешиванию и закачке в скважину смеси силиката натрия с кремне- фтористоводородной кислотой

Недостатками известного способа являются необходимость двух операций по закачке или по смешиванию и закачке смесей при этом затруднено продвижение геля через фильтрационную корку в породу и она

не охвачена крепящим составом. Кроме то- (0, наблюдается полная несовместимость остатков кре пящих смесей с буровым раствором и потеря стабильности бурового раствора ввиду коагулирующего действия компонентов смесей в условиях высоких температур в скважине.

Способ неприменим как при породах с нефтью, так и при наличии вод с . Причем компоненты смесей токсичны, а длительность сроков упрочнения гелей и их смесей с песком не удовлетворяет требованиям углубления скважины.

Цель изобретения - сокращение длительности достижения крепящим составом максимальной механической прочности при одновременном повышении устойчивости приствольной зоны за счет уменьшения зоны проникновения фильтрата и повышения стабилизирующей способности бурового раствора при высоких темпер атурах.

Поставленная цель достигается тем, что заполнение закрепляемого участка ствола скважины осаждаемым реагентом осуществляют путем введения его в буровой раствор 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 алюмокалиевых квасцов или аммонийных квасцов концентрацией не менее 5 мас.%.

В качестве осаждаемого реагента используют карбоксиметил целлюлозу.

Изобретение позволяет обеспечить повышение устойчивости приствольной зоны за счет уменьшения зоны проникновения фильтрата при повышении стабилизирующей способности бурового раствора при высоких температурах и формирования при краткой длительности процесса в приствольной зоне скважины нерастворимого слоя с повышенной механической прочностью, а также совместимость способа с циклом бурения при сокращении затрат времени.

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

П р и м е р 1. При бурении в интервале 3900-4720 м скважины применяли буровой раствор плотностью 1,63-1,67 г/см3. Контролем при перепаде давления 5 МПа и при забойных температурах 110-1 40°С установлено, что за счет обработки КМЦ-600, ФХЛС, гидролизованного каустической содой, хромпика, показатель фильтрации составляет 13-13,6 см3, а толщина фильтрационной корки 6,0-7,2 мм. По окончании рейса углубления (в среднем проходка 18м за рейс)в призабойный интервал закачивают 1,8 м3 5%-ного раствора алюмокалиевых

5 квасцов KAI(S04)212 HaO.

По достижении этим обьемом вскрытого интервала закрывают устье скважины плашечным превентором, продавливают, повышая давление на 30 кгс/см (120 кгс/см2

0 при продавке вместо 90 кгс/см2 при циркуляции). При снижении давления ниже 105 кгс/см2 включением насоса повышают давление до 120 кгс/см2.

Процесс продолжают в течение ЗО мин.

5 Затем при очередном снижении давления на стояке, например, до 90 кгс/см2 избыточное давление в скважине стравливают, отводя избыток бурового раствора через выкидную линию в запасной мерник. Затем

0 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

5 алюмокалиевыми квасцами в отдельный запасной мерник. Бурение ведут с использованием бурового раствора, обработанного КМЦ, без добавок квасцов или других ингибиторов. Перед подъемом бурильной колон0 ны для смены отработанного долота операцию закачки и продавливания во вскрытый интервал обьема раствора алюмокалиевых квасцов проводят в описанном ранее порядке.

5 Практические результаты сводятся к возможности дальнейшего, ниже отметки 4720 м, углубления скважины без спуска хвостовика р 194 мм из труб Р 110.

П р и м е р 2. Характерной особенностью 0 для геолого-технических условий бурения скважин на площадях в интервале 4132- 5250 м является интенсивность обвалообра- зований и газопроявлений, не устраняемых применением ингибированных буровых

5 растворов, утяжеленных до плотности 1,68- 1,77 г/см3.

Подбором и контролем рецептур непосредственно в термобарических условиях установлено отрицательное воздействие

0 примес ей силикатов натрия (при их дозировке до 1 %), ингибиторов - электролитов , сульфата алюминия, алюмокалиевых квасцов и аммонийный квасцов в дозировках до 0,5-1%.

5 При температуре 155°С, соответствующей забойной в скважине, пробы буровых растворов с такими добавками седимента- ционно неустойчивы (Д/о 0.62 г/см2), имели неупорядоченную структуру (например,

Vi/io/30 -107/125/40 мг/см) и имели высокий показатель фильтрации ( CMJ.

Упрочнение приствольной зоны глубокой скважины силикатизацией ввиду угрозы гидроразрыва пластов, катастрофических газопроявлений в результате этого, а также ввиду несовместимости с технологическим циклом строительства скважины является тампонажной операцией.

В связи с этим применяют упрочнение пород по изобретению, буровой раствор плотностью 1,77 г/см3 обрабатывают реагентами комплексного действия (гидролизо- ванный ФХЛС, КССБ-4), а требуемой повышенной стабилизации достигают вво- дом при бурении КМЦ-600 (в конечных интервалах скважины КМЦ-700) по 0,3-0,4% с тем, чтобы показатель фильтрации при идентичной температуре забоя скважины не превышал 11-13 см .,1.

Добавки бихроматов при этом исключают для сохранения стабильности показателей свойств бурового раствора - как седиментационной устойчивости, так и фильтрации.

Средняя проходка за рейс углубления составляет 20 м. По завершении отработки долота/ 295 мм во вскрытый интервал, с резервом над ним по высоте в 3-5 м, закачивают 2,5 м3 35%-ного раствора А12(5См)з. После закрытия плэшечного превентора во вскрытый интервал скважины в течение 20- 25 мин продавливают этот раствор осадите- ля, поддерживая давление 125 кгс/см (при 110 кгс/см во время циркуляции, т.е. при избыточном перепаде 15 кгс/см ). Эта величина установлена как минимальная после того, как при 113,5 кгс/см2 не наблюдалось заметное снижение давления, свидетельствующее при проверенной заранее герме- тичности скважины об отсутствии эффекта продавливания. Не обусловили закрепления пород и попытки продавливания растворов осадителей при их концентрации менее 5%, причем наблюдавшееся ускорен- ное снижение давления при этом свидетельствовало о повышении проницаемости фильтрационной корки на стенке и увеличении дренирования самой приствольной зоны скважины.

При снижении на 5-10 кгс/см2 перепада давления ниже заданного режимом вновь включают насосы для восстановления оптимальной величины. При завершении циклов продавливания осаждающего рас- твора, при последующем снижении давления на стояке до 110 кгс/см давление стравливают, отводя избыток бурового раствора через выкидную линию в запасной мерник.

Бурильную колонну освобождают от плашек превентора, проводят ее подьем для смены отработанного долота и спускают инструмент на очередное долбление. Промывают скважину, отводя призабойный объем раствора сульфата алюминия в специальный мерник, а объем зон смешения - в амбар.

Бурение продолжают с применением стабилизированного бурового раствора с вводом КМЦ-600 (КМЦ-700) без добавок сульфата алюминия, алюмокалиевых или аммонийных квасцов. По завершении углуб- леният)перации повторяют в описанной последовательности.

Для оценки эффективности повышения устойчивости пород вскрытых интервалов используют оценку технологического состояния ствола по резкому снижению осложнений в процессе строительства скважины и интерпретационный материал бокового каротажного зондирования (БКЗ). На основе последнего и некоторых других геофизических исследований оценивается радиус дренирования бурового раствора (проникновения его фильтрата).

Применение известного способа позволяет снизить затраты на бурение на17 руб. /м и сократить время на проведение каждой операции по упрочнению неустойчивых пород в среднем на 44 ч.

Формула изобретения

1.Способ упрочнения пород, включающий вытеснение бурового раствора и запол- нение закрепляемого участка ствола скважины осаждаемым реагентом с последующим нагнетанием в ствол скважины под избыточным давлением электролита, отличающийся тем, что, с целью сокращения длительности достижения крепящим составом максимальной механической прочности при одновременном повышении устойчивости приствольной зоны за счет уменьшения зоны проникновения фильтрата и повышения стабилизирующей способности бурового рабтвора при высоких температурах, заполнение осаждаемым реагентом осуществляют путем введения его в буровой раствор в процессе бурения, а электролит нагнетают в течение 15-30 мин под избыточным давление 1,5-3,0 МПа.

2.Способ по п. 1,отличающийся тем, что в качестве электролита используют растворы сульфата алюминия или алюмокалиевых квасцов или аммонийных квасцов концентрацией не менее 5 мас,%.

3.Способ по пп. 1 и 2, о т л и ч а ю - щ и и с я тем, что в каЦестйе осаждаемого реагента используют карбоксиметилцеллю- лозу.

Таблица 1

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 ф- лы, 2 табл. у Ё

Примечание. Фильтрация раствора сульфата алюминия (25 мас.1) через сформированную при 5 МПа фильтрационную корку бурового раствора, стабилизированного КМЦ-600 (0,35 мас.$), температура в процессе опыта , перепады давления сверх 5 МПа (дополнительные 1 - 5 МПа).

Таблица 2

Зона проникновения бурового вскрытии пласта бурением

Зона проникновения фильтрата бурового раствора, применяемого при вскрытии интервала неустойчивых пород (по интерпретации фактических данных геофизических исследований скважин методом бокового каротажного аондирования-БКЗ), диаметров скважины

Соотношение зон дренирования (зон прони ноаения фильтрата бурового раствора) и зон упрочнения (зл ур - от номинальной стенки),с радиусом Нс(в

Стабилизирующая способность бурооого раствора, применяемого при вскрытии пласта бурением

Седиментационная неустойчивость утяжеленного бурового раствора, г/см

fs,f t., , t,a - йо с,

время термообработки 5 ч)

ЙР-Я..Ц -р„рт«

Показатель фильтрации бурового раствора при перепаде давления 50 кгс/см и температуре забоя скважин ЙО С (лабораторные исследования на фильтр-прессе ФП-200.) , см ,

Состояние, взаимодействие, распределение составов сред, механические свойства

Состояние упрочняющей среды (лабораторные данные)

Локализация крепящего состава (моделирование в лабораторных испытаниях)

взаимодействие и механическая прочность (лабораторные испытания):

ПРОЧНОСТЬ закрепляемой среды с составом, кгс/см ;

{Яродавливание крепящего состава или его компонентов при дополнительном йР-1, МПа;

прочность собственно крепящего состава, кгс/см2

то жв, во времени, кгс/сма

раствора при

Буровой раствор с КНЦ без электродных добавок (ингибиторов) 0,3-0,5 и менее

RJ-n (2-:4) 0()( ;

W

П,„ «(0.3-0,5) Dts Ry(t(l R«

0,37-0,62

0,06-0,09

22-21) (i I) и более

11-13,8 и менее

е -

Уплотненное, практически нерастворимое

В фильтрационной корке и в порах пород приствольной зоны под коркой ,

Фильтрационная корка бурового раствора с КНЦ после продавливания осв- дителя - растворов алюминатов Al,(SOk). и др.

Раствор осадителя сквозь корку проходит за 15-30 мин

10-15 (в нижнем слое) 7,0-8,5 (в целом)

раздельно-фильтрационная корка бурового растворе с КМЦ, кгс/см2

раздельно-фильтрационная корка бурового растворе с Mj(), (без КМЦ), кгс/си

раздельно-фильтрационная корка бурового раствора с КМЦ после продавли- вания 25 -ного раствора А1Л80Ь). ,

кгс/см г

чеРеэ ЗО1 . 37т75 (в целом)

меРе« 90 - 1,от75 ( целом)

совместно-фильтрационная корка буро-. (в целом)

вого раствора с КМЦ на проницаемом () образце породы после лро- давливания 251-ного раствора А1,(50Ь). через 30

Условия продвижения крепящих сред в массив породы, совместимость с циклом бурения

Длительность продвижения через фильтраци- Не продвигается при 0,25-0,5 очную корку (лабораторные исследования), йР до 5 НПа

Величины перепадов давления, дополнительных по сравнению с условиями при вскрытии коллектора, МПа

Длительность достижения конечной механической прочности, ч (лабораторные исследования)

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

:i:

Продолжение тввл, 2

IIlLiniZI

10-15 (в нижнем слое) 7,0-8,5 (в целом)

Соизмеримы с нагрузками 1,5-3 при гидроразрыве пласта

21|тб5 (для гелей), в сред- 0,25тО,5 ней М

До %

В сумме до 20 и более