Тампонажный состав для ликвидации зон поглощений промывочной жидкости при бурении скважин

Тампонажный состав для ликвидации зон поглощений промывочной жидкости при бурении скважин

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

ТАМПОЯАЖНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ ЗОЯ ПОГЛСНШВЯИЙ ПРОМЫВОЧНОЙ жидкости ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН, содержащий мочевино-формапьдегидную смолу МФ-17, 10-20%-ный раствор соляной кислоты и иаполнитель, о т л и ч а го щ и и с я тем, что, с целью повышения закупоривающей способности состава , он дополнительно содержит стабилизатор пены СП-10, в качестве наполнителя-карбонат кальция при следующем соотношении компонентов, мае. ч. : Мочевино-формальдегидная смола МФ-17100 10-20%-ный раствор соляной кислоты 15-25 Карбонат кальция 2-3,75 Стабилизатор пены ОП-100,1-0,2 ( I зоо К ел :о :g

(1% (11)

СООЭ OOBETCHHX

РЕСПУБЛИК

ЗСЮ Е 21 В 33 138 с

1 с >

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ,""

Н ABTOPCHOMY СВИОЕТВЪСТВМ

l5-25

2-3,75

0,1-0,2 Я

Ь

Ъ

Ь

Ь

)ар

Ъ ф

f00

10 20 30 40

Количестоо добабялемого растбора НСй, %

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21) 1617145/22-03 (22) 04.02.71 (46) 07.12.83. Бюл. У 45 (72) П.М.Тян н A.È.Ïðîêëîâ (71) Читинское геологическое управление (53) 622.245.42(088.8) (56) 1. Никитин В.н. и Рордиков О.Н.

Опыт применения синтетических смол в разведочном бурении. Обзор, сер. Техника и технология геологоразведочных работ, организация производства, М., ОНТИ-ВИЭМС,. 1968, с. 8-9.

2. Там же, с. 3-8, 12 (прототип) . (54)(57) ТАМПОНАЖНЦЯ СОСТАВ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ ПРОМЫВОЧНОЙ

ЖИДКОСТИ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН„ содержащий мочевино-формальдегидную смолу МФ-17, 10-20%-ный раствор соляной кислоты и наполнитель, о т л и ч а ю шийся тем, что, с целью повышения закупоривающей способности состава, он дополнительно содержит стабилизатор пены ОП-10, в качестве наполнителя-карбонат кальция при следующем соотношении компонентов, мас. ч.

Мочевино-формальдегидная смола МФ-17 100 10-20%-ный раствор соляной кислоты .

Карбонат кальция

Стабилизатор пены

OII-10

1059132

15-25

2-3, 75

Изобретение относится к бурению геолого-разведочных скважин и может быть использовано для ликвидации поглощений промывочной жидкости.

При проходке скважин по разрушенным, сильно трещиноватым и кавернозным породам часто наблюдается потери промывочной жидкости, являющиеся одними иэ трудоемких осложнений и требующих значительных материальных затрат. Резко снижается скорость проход-10 ки скважин, увеличивается себестоимость буровых работ. При встрече крупных трещин и каверн обычно известные способы тампонирования скважин желаемых результатов не дают и скважину приходится бурить с непрерывной подвозкой к буровой промывочной жидкости.

Известны составы на основе синтетических смол, например, мочевиноформальдегидной смолы ЧФ-17, которые применяются для тампонирования скважин <1) .

Известны составы на основе смолы

МФ-17 и наполнителя, в которых в качестве отвердителя может быть использован 10-20Ъ-ный раствор соляной кислоты (2J . Однако известные тампонажные составы малоэффективны для изоляции эон поглощения с интенсивными или катастрофическими потерями промывочной жидкости, обусловленных каналами ухода жидкости крупных размеров, кавернами. Смеси, имея соответствующую растекаемость, уносятся в каналы поглощения, и потеря жидкости в 35

". êâàÿèíå не всегда будет ликвидирована.

Цель изобретения — повышение закупоривающей способности состава.

Указанная цель достигается тем, 4lO что тампонажный стстав для ликвидации эон поглощения промывочной жидкости при бурении скважин, содержащий мочевино-формальдегидную смолу

МФ-17, 10-20Ъ-ный раствор соляной кислоты и наполнитель, дополнительно содержит стабилизатор пены ОП-10, а в качестве наполнителя — карбонат кальция при следующем соотношении компонентов, мас. ч.

Чочевино-формальдегидная смола "4ф-17

10-20Ъ-ный раствор соляной кислоты

Карбонат кальция

Стабилизатор пены

ОП-10 .0,1-0,2

На фиг. 1 представлена зависимость объема смеси от первоначалЬного за счет ее вспенивания присутствием молотого известняка СаСО и стабилиэа- 6Q тора пены ОП-10 от количества добавляемого отвердителя определенной концентрации, причем кривая 1 — при концентрации раствора НС1 15Ъ, СаСО4

3,75Ъ, стабилизатора пены ОП-10 0,1Ъ; кривая 2 — HCg 15Ъ, СаСо3 2,5Ъ, стабилизатора пены ОП-10 О, 1Ъ; кривая 3

HCR 20Ъ, CACO) 3, 75Ъ, стабилизатора пены ОП-10 0 1Ъ; кривая 4 — НС1 20Ъ, СаСО 2,5Ъ, стабилизатора пены

ОП-10 0,1Ъ; на фиг. 2 — тампонажный снаряд, общий вид; на фиг ° 3 — пакер в разрезе.

Состав проверен зкспериментальнона различных породах (известняках, гранитах, алевролитах, кварцевых латитах, сланцах, гранодиоритах, доломитизированном известняке, доломитах, туфе и порфиритах дробленых) и различных интервалах поглощения.

Результаты экспериментальной проверки представлены на фиг. 1.

Для качественного тампонирования необходимо использовать состав с увеличением объема смеси от первоначаль ного в 4-б раз, так как при большем увеличении объема смеси пористая твердеющая масса имеет недопустимое водопоглощение через поровые пространства, .При расходе смолы МФ-17 50-80 л на одно тампонирование увеличению объема состава в 4-6 раз соответствует минимальное содержание карбоната кальция CACO) — 2,0Ъ, максимальное

3,5Ъ; соляной кислоты (HC0) : минимальное — 15Ъ от объема смолы 10Ъной концентрации, максимальное — 25Ъ от объема смолы 20Ъ-ной концентрации; стабилизатора пены ОП-10: минимальное - 0,1Ъ, максимальное — 0,2Ъ от объема смолы, Вспенивание состава. происходит при реакции раствора соляной кислоты с молотым известняком, где выделяется двуокись углерода, который и является вспенивающим агентом, Тампонажный состав образуется непосредственно в зоне поглощения путем подачи твердеющей пены на основе смолы МФ-17 с последующим эадавливанием ее продавочной жидкостью в каналы ухода промывочной жидкости, где происходит дальнейшее увеличение объема состава, заполнение пустот и твердение пенной массы.

Процесс образования пены происходит после истечения из тампонажного устройства в зону поглощения с одновременным перемешиванием смолы, отвердителя — раствора соляной кислоты

HCf наполнителя - карбоната кальция СаСО и стабилизатора пены ОП-10.

Сроки твердения пенной массы регулируются количеством и концентрацией отвердителя, а также его температурой, а объем состава, размеры его пор, кроме количества и концентрации .отвердителя — количеством карбоната кальция.

Тампонирование скважины предлагаемьпл тампонажным составом может про10591 32 изводиться с помощью тампонажного снаряда с пакером (фиг. 2 и 3).

Собранный тампонажный снаряд без верхнего переходника 1 с присоединенным пакером 2 устанавливается на хомутах (не показаны) над устьем скважины. В кольцевое пространство между трубами 3 и 4 заливается раствор соляной кислоты, вставляют поршни 5 и б и наворачивают переходник 1.

Между поршнями 5 и б закладывают 10 слой солидола для надежности изоляции отвердителя -. соляной кислоты от смолы, Снаряд с пакером на бурильных трубах опускают в скважину и устанав-)5 ливают в нескольких метрах над зоной поглощения. При передаче нагрузки на пакер нажимной переходник 7 сжимает резиновые элементы 8, которые перекрывают ствол скважины. Рези-2О новые элементы 8 и упор 9 пакера во избежание возможных прихватов затвердевшим составом обмазываются солидолом.

На поверхности смола МФ-17 перемешивается с молотым известняком СаСОд

25 и стабилизатором пены ОП-10. Затем приступают к закачке смолы буровым насосом (не показан). Смола через внутреннюю трубу 3 и насадку 10 поступает в диффуэор 11 и одновременно

«1ерез отверстие 12 в переходнике 1 поступает в надпоршневое пространство над поршнем б. При определенном давлении в системе открывается нижний клапан 13 и начинается движение 35 поршней, клапаны 14 открываются.

При движении смолы через насадку 10 происходит дополнительный подсос отвердителя, затем интенсивное перемеиивание состава в диффузоре 11 и при истечении состава по отверстиям в переходнике 15 пакера.

После выдавливания состав продвигается к зоне поглощения продавочной жидкостью. Между растворам соляной кислоты и известняком происходит реакция с выделением двуокиси углерода, которая и вспенивает смесь, Стабилизатор пены ОП-10 делает пену устойчивой. По объему эакачиваемой продавочной жидкости и нарастании давления в нагнетательной линии определяют момент выдавливания состава. При достижении тампонажным составом зоны поглощения и надежной закупорке трещин происходит резкое повышение давления насоса. Давление в системе выдерживается 3-10 мин и тампонажный снаряд извлекается на поверхность. При подъеме снаряда последний расхаживают для определения высоты затвердевшего состава.

Использование вспененного состав.". на основе смолы МФ-17 позволяет в несколько раз уменьшить расход дорогостоящей смолы. Тампонажный состав, расширяясь, позволяет заполнить практически в условиях скважины любые пустоты, а небольшой удельный вес намного уменьшает растекаемость состава по каналам поглощения.

1059132

Составитель П.Мяи

Редактор П.Коссей ТехредМ.Костик: Корректор A.Ïîâõ

Закаэ 9275/31 Мираж 603 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам иэобретений и откритий

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

Филиал ППП Патент, г.ужгород, ул.Проектная, 4