Способ тампонирования скважин со сложнопостроенными залежами

Способ тампонирования скважин со сложнопостроенными залежами

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Изобретение касается тампонирования нефтяных, газовых и геологоразведочных скважин со сложнопостроенными залежами. Цель - повышение герметичности заколонного пространства и прочности экрана. Закачивают полимерный тампонажный материал в скважину. Создают экран в заколонном пространстве и перемычки в пласте. В качестве полимерного тампонажного материала используют полимерные дисперсные системы щелочного отверждения на основе карбамидного олигомера и дифенолов. Толщину перемычек, создаваемых в пласте продуктивности зоны, регулируют фильтратоотдачей полимерной дисперсной системы, которая составляет 7 - 32 см<SP POS="POST">3</SP>/мин. Способ осуществляют по технологическим схемам цементирования скважин с двумя разделительными пробками. Образованный в затрубном пространстве экран складывается из тампонажного камня непосредственно в затрубном пространстве и камня в продуктивном пласте на расстоянии проникновения тампонажного материала и его отверждающегося фильтрата. Благодаря этому после перфорации камень не разрушается или имеет небольшие локальные трещины, не связанные между собой. 2 табл.

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИН

„„SU„, 1479616 А1 g 4 Е 21 В 33/13

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Н А BTOPCHOMY СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТНРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР (21) 4220279/23-03 (22} 01.04,87 (46) 15 ° 05.89. Бюл. М 18 (71) Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам (72) В,В.Гольдштейн, С,В,Рагуля, И.Ф.Ефремов, 10,М.Свищев, В.С,Токарев и И.Я.Данилов (53) 622.245,42(088,8) (56) Авторское свидетельство СССР

Ф 976031, кл. E 21 В 33/14, 1982.

Авторское свидетельство СССР

N 916742, кл, E 21 В 33/13, 1982. (54) СПОСОБ ТАМПОНИРОВАНИЯ СКВАЖИН

СО СЛОЖНОПОСТРОЕННЬ1МИ ЗАЛЕЖАМИ (57) Изобретение касается тампонирования нефтяных, газовых и геологоразведочных скважин со сложнопостроенными залежами. Цель — повышение герметичности заколонного пространства и прочности экрана. Закачивают полимерный тампонажный материал в

Изобретение относится к тампонированию нефтяных, газовых и геологоразведочных скважин со сложнопостроенными залежами.

Цель изобретения — повышение герметичности заколонного пространства и прочности экрана.

Сущность изобретения заключается .В том, что в способе тампонирования скважин со сложнопостроенными залежами, включающем закачивание полимерного. тампонажного материала в скважину, создание экрана в заколонном скважину, Создают экран в заколоннбм пространстве и перемычки в пласте, В качестве полимерного тампонажного материала используют полимерные дисперсные системы щелочного отверждения на основе карбамидного олигомера и дифенолов, Толщину перемычек, создаваемых в пласте продуктивности зоны, ре гулируют филь тра то о тдач ей полимерной дисперсной системы, которая составляет 7-32 см /мин. Способ осуществляют по технологическим схемам цементировання скважин с двумя разделительными пробками. Образованный в затрубном пространстве экран складывается из тампонажного камня непосредственно в затрубном пространстве и камня в продуктивном пласте на расстоянии проникновения тампонажного материала и его отверждающегося фильтрата. Благодаря этому после перфорации камень не разрушается или имеет небольшие локальные трещины, не связанные между собой. 2 табл. пространстве и перемычек в пласте, в качестве полимерного тампонажного материала используют полимерные дисперсные системы щелочного отверждения на основе карбамидного олигомера и дифенолов, а толщина перемычек, создаваемых в пласте продуктивной зоны, регулируется фильтратоотдачей полимерной дисперсной системы, которая составляет 7-32 см /мин. з

Продуктивная зона скважин со сложнопостроенными залежами представлена чередующимися нефтяными, водонос1479616 ными пластами, толщина которых не более 3 м, Толщина тампонажного экрана, выполняющего функцию герметизатора заколонного пространства, складывается из толщин тампонажного камня, образующегося в самом заколонном пространстве (тампонажного кольца), и камня, образующегося в продуктивном пласте на расстоянии проникновения тампонажного материала и его отверждающегося фильтрата в пласт (т.е, перемычки н породе продуктивной зоны), Толщину таких перемычек целесообразно регулировать количеством от- 15 фильтровавшегося в пласт, отверждающегося фильтрата, который определяется показателем фильтроотдачи полимерной дисперсной системы. Фильтратоотдача должна колебаться в оптималь- 2р ных пределах.

Способ осуществляют по технологи— ческим схемам цементирования скважин с двумя, разделительными пробками.

Модель пласта представляет собой 25 емкость диаметром 1,5 м и высотой 1,3 м с откидывающимися бортами. В нее засыпается материал, моделирующий породу, и тщательно утрамбовывается, Высота утрамбованной породы 1,2 м 30

В породе проснерливается отверстие, диаметр которого равен D=D + 0 мм.

После чего в отверстие опускается часть колонны. После закачки полимерной дисперсной системы и ОЗЦ мо5 дель перфорируется. Затем борта откидываются и не схватившаяся порода удаляется, что дает возможность определить толщину создавшегося дополнительного полимерного экрана и его сос-10 тояние после перфорации. После этого образец вставляется в спецзажимы и испытывается на герметичность путем подачи жидкости под необходимым давлением в колонну. Спецзажимы предста- 45 вляют собой разборный цилиндр с упругопластичной, заменяемой внутренней прокладкой, которая вплотную прижимается к дополнительному полимерному экрану, 50

Пример 1, Использована полимерная дисперсная система, состоящая из 43 г карбамидной смолы КС вЂ” 11, 43 г ТС-10 и 14 г наполнителя керогена-70. Фильтратоотдача измерялась на о приборе УВЦ при ЬР=2 МПа и t=50 С, Ф=15 см /30 мин, рН 8,0, Насосом смесь задавлиналась н модель пласта и оставалась твердеть н течение 24 ч, после твердения модель крепи перфориронапась и вскрывалась. Исследовались глубина проникновения отнержденного фильтрата в пласт и состояние экрана после перфорации.

Пример 2. Использовалась полимерная дисперсная система, состоящая из 42 г смолы КС вЂ” 11, 42 r смолы

ФРФ-50 и 16 r наполнителя керогена70. Фильтратоотдача измерялась на приборе УВЦ при 1 Р=2 МПа и t=50 С, Ф=

3 =6 см /мин, рН 9,0. Насосом смесь заданлиналась в модель пласта и оставала.сь твердеть н течение 24 ч. После

ОЗЦ модель крепи перфорировалась и вскрывалась. Исследовались глубина проникновения отверждения фильтрата в пласт и состояние экрана после пер— форации.

Пример 3. Использовалась полимерная дисперсная система, состоящая из 40 r смолы М-70, 40 r смолы

ТС-10 и 20 r наполнителя - талька. Фильтратоотдача замерялась на приборе УВЦ при ЬР=2 MIIa и t=50 С Ф=4 см /30 мин рН 10,0, Насосом смесь заданливалась в модель пласта и оставалась твердеть н течение 24 ч. После ОЗЦ модель крепи перфорировалась и вскрывалась.

Исследовались глубина проникновения отвержденного фильтрата в пласт и состояние экрана после перфорации, Аналогичные опыты проведены с различными рецептурами полимерных дисперсных систем и с различными их показателями фильтратоотдачи и рН. Учиты— валось значение показателя фильтратоотдачи в зависимости от времени нача1 I ла загустевания состава при 30, 60

f 1

90 и 120 . Данные исследования сведены в табл, 1 ° В табл. 2 приведены сведения о плотности, растекаемости, сроках схватывания полимерных систем.

Пример осуществления н промысловых условиях.

Геолого-техническая характеристика скважины: диаметр эксплуатационной колонны 168 мм; опрессование под давлением 150 атм; искусственный забой 1845 м; состояние забоя — осадок; способ эксплуатации нагнетательный;, о максимальный угол наклона 32 на глубине 1100 м; н интервале 18001834 м пласт представлен чередонанием глин, аленролитов, песчаников; о температура в зоне работ 45 С; диа1 479616

4Чввц

D юб!!! 70 !

=35,03 см.

Vc! !! ?к

30

=Ж?

Л где @

45 метр скважины 248 мм; пористость

17,4%.

Крепление продуктивной зоны скважины производилось полимерной дисперсной системой, состоящей из КС-II, ТС-10 и керогена, Зияя пористость пород, температуру в зоне работ (время загустевания полимерной дисперсной системы), подби-, 1О раем рецептуру, %: КС-11 43, ТС-10

43, кероген 14. Фильтратоотдача данной полимерной дисперсной системы Ф=

=32 см, /120 мин, время загустевания э

120 мин.

Объем заколонного пространства скважины

3. где 1?к — объем колонны, см объем скважины, см.з. г!! Dews ч скв 4

h — высота продуктивного пласта, см;

h=170 см.

3 14 24 8 — — 170=82077 08 см с!в 4

Э У

YD

V = — -"- h к 4 где D „- диаметр колонны;

Dê=l6,8 см;

3 !4 ° 16 8

2. э

170=37664 92 см

У Ф

V, =82077,08-37664,92=44412,16 см

Объем пласта, занятого фильтратом 40 полимерной дисперсной системы показ атель фильтратоотдачи полимерной дисперсной системы, см /мин; э

Ф=32 см /120 мин;

П вЂ” пористость пласта, %;

П=17,4%.

V =О, 3? 4441 2, 16 — — — =8!677, 59 см

100 3

Общий объем тампонажного экрана эя колонной

V =82077+81677=163754 см

9 оБц

Тогда общий диаметр тампонажного экрана за колонной равен

Толщ!иня дополнительной перемычки

}!ввц-Dc!!s 35 03-24д8

Т вЂ” — — =5,1 см. веР 2 2

Толщина дополнительного экрана соответствует требованию. После перфорации снижение давления не наблюдается, крепь герметична, Формула изобретения

Способ тампонирования скважин со сложнопостроенными залежами, включающнй закачивание полимерного тампонажного материала в скважину, создянйе экрана в заколонном пространстве и перемычек в пласте, о т л ич а и шийся тем, что, с целью повьппения герметичности заколонного пространства и прочности экрана, в качестве полимерного тампонажного материала используют полимерные дисперсные системы щелочного отверждения на основе карбамидного олигомера и дифенолов, я толщина перемычек, создаваемых в пласте продуктивной зоны, регулируется фильтратоотдачей полимерной дисперсной системы, которая составляет 7-32 см /мин, в

) 479616

Таблица) г Наполнитель

Состояние эк- Испытание на

Толшнна пегерметичность рана после перфорации ремычки, см

8,0 )5

4,0

Камень имеет трещины, но они локальные и мекду собой не связаны

Неразрушенный

/ камень с небольшим коли5,2 и

8,0

22 и

И н чеством локальных трещин

Неразрушенный камень

6,4

28 и

8,0 и и и

7,2

8,0

° 1

l6

42 42

КС-11 ТС-10

2,0 Локальные трещины

3 1

4,1 Аналогично примеру 1

5,2 2

8,12 7

Кероген и и н

II

8,12 12

8,12 и

16 и

8,!2 и н и

0,4

8,0 3

2,0

8,0 и и

3,8

8,0 и н н

8,0

ФФ

ФФ и

9,98 13

9,98 20

5,0

° 1

Н и

5,7

9,98 н и

3

6,2

9,98

° l

42

TC-10

42

М-70 и 9

ФФ

1,0

)0,1 5

Тальк

Н

2,3

lO,l и и

6,3,5

lOi1 и

Н и

И

4 8

)0,1

ФФ

° 1

0,4

)0,0 3

10,0 8

И и н и

10,0

Н и

2

5,0

10,0 и

4,) 9,13 !6

9, 13 23 и

ll

5,4 и

6,3

9,13 и

Полимерная дисперсная система, г

ФФО" . ФФФ

НС1

43 43 14

КС-1) ТС-10 Кероген

40 40 20

КС-ll ТС-10 Керогеи

43 43 14

М-70 ТС- 10 Тальк

40 40 20

))-70 ТС-)0 Тйк

43 43 14

ТС-II ФРФ-50 Кероген

Фильтрятоотдача, см /мин

30 60 9 120

Разрушенный камень

Аналогично примеру 5 ! и

4,0 Аналогично примеру 1

3,4 -"- б

4 0 -"- 1

Прорыв воды в системе порода— камень - колонна прн Р„),А =1О ИПа не наблюдается

Прорыв воды при

Р * 10 )Ф)Па

Аналогично примеру 1

Аналогично примеру 1

1479616!

Процолжение табл.1

Толщи- Состояние экИспытапие на герметичность

Полимерная дисперсная система, r рН

Фильтра то о тдач а, см /мин на перана после перфорации ремычки, см

30 60 9 120

K.0. Дф

Наполни- НС1 тель н н

9,13

4

7,0

42 16

II ФРФ-50 Кероген

9,0 9

2,5 в — 5

КС9,0

4,0 в

9,0

5,0

Аналогично примеру 2

tt

3 н н

9,0

5,9

40 40 20

КС-11 ФРФ-50 Кероген

9,2 5

tl

tt

I,0

9,2

1 °

2,2

Аналогично пр.1 н

9,2

16 н

4,2 и и

9,2

2 в

5,3

3,0

Камень раэрушен (pH при отверждения

4,3) Прорыв воды при

Р „2 MII

96 н

3,0

4- 4%

П р и м е ч а н и е: Дф — дифснолы, К.О. — кяроамндный олнгомер, Таблица 2 изг.

24 ч,ИПа сж

24 ч,МПа

¹ п/п

Рецептура

ПлотРастекаСроки схватыность

Г/см. емость, см

К.О,, r Дф., г Наполнитель, r вания при t=

=50 С, МИН

1. 43

КС-1 1

2. 42

КС-1 1

43

ТС-!О

14

Кероген

1,19 23,3 120

4,5

6,2

4,2

5,8

4,0

5,5

4,3

5,9

4,0

5 6

3,8

5,4

1,19 23

1,20 21,6

1,20 20

7,8

140

6,3

138

7,5

6,0

135

5,6

7э!

3. 40

КС-11

4, 43

M-70

5, 42

М-70

6. 40

M-70

7. 43

КС-11

8. 42

КС"11

9. 40

КС-11

42

ТС-10

ТС-10

43

ТС-19

42

ТС-10

ТС-10

43

ФРФ-50

42

ФРФ-50

ФРФ-50

16

Кероген

Кероген

14

Тальк

16

Тальк

Тальк

14

Кероген

16

Кероген

Кероген

1,20 22,0 123

1 20 20 7 130

1,18 24 130

1,19 23,1 125

1,19 22 123