состав для изоляции зон поглощения бурового раствора

Формула изобретения

СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ БУРОВОГО РАСТВОРА, включающий полиакриламид, бентонитовый глинопорошок и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит невзрывчатое разрушающее средство НРС-1 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Бентонитовый глинопорошок - 4,0 - 12,0

Полиакриламид - 0,02 - 0,04

Невзрывчатое разрушающее средство НРС-1 - 0,25 - 0,5

Вода - Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к изоляции зон поглощения бурового раствора в процессе бурения.

Известен состав для изоляции зон поглощения бурового раствора с применением смеси бентонита с дизельным топливом - соляробентонитовой смеси - СБС [1] . Недостатком данного состава является то, что в процессе спуско-подъемных операций за счет циклического изменения гидродинамического давления на стенку скважины и пласты происходит движение жидкости из пласта в скважину и наоборот, что способствует вымыванию из пор и трещин естественного несцементированного кольма- танта, а это в свою очередь приводит к повышению гидропроводности поглощающего пласта. Кроме того, применение этого состава связано с использованием дефицитных нефтепродуктов и опасно в пожарном отношении.

Известен также состав для изоляции зон поглощения при бурении скважин, содержащий полиакриламид, глинопорошок и воду [2]. Однако известный состав с момента приготовления в процессе транспортировки по трубам в зону поглощения, а также под действием перетоков пластовых вод разрывается на отдельные части и размывается, что при сильных перетоках пластовых вод делает изоляцию невозможной. Кроме того, известный состав обладает низкими закупоривающими свойствами, а именно малой густотой, что даже при малых перетоках пластовых вод не обеспечивает надежную изоляцию зон поглощений буровых растворов.

Целью изобретения является повышение качества состава для эффективной изоляции зон поглощения в процессе их вскрытия.

Достигается это описываемым составом, включающим глинопорошок, полиакриламид и воду. Новым является то, что он дополнительно содержит невзрывчатое разрушающее средство - НРС-1 при следующем соотношении компонентов, мас. % : Бентонитовый глино- порошок 4-12 Полиакриламид (ПАА) 0,02-0,04 Невзрывчатое раз- рушающее средст- во - НРС-1 0,25-0,5 Вода До 100

Как показывает сопоставительный анализ, предлагаемый состав отличается от прототипа содержанием комплексной добавки полиакриламида и НРС-1.

На сегодня известно применение НРС-1 для направленного разрушения горных пород, а также в качестве расширяюще-пластифицирующей добавки в тампонажные цементы.

Добавка НРС-1 в сочетании с ПАА в предлагаемом составе обеспечивает образование крупных агрегатов-конгломератов твердых частиц, надежно закупоривающих поры и трещины поглощающего пласта, т.е. НРС-1 выполняет функцию коагулянта, причем при раздельном вводе НРС-1 и ПАА в рекомендуемых пределах эффект не достигается, так как суспензии представляют собой маловязкие подвижные системы, не загустевающие во времени.

В лабораторных условиях предлагаемый состав приготавливали следующим образом: в водный раствор полиакриламида 0,02-0,04%-ной концентрации вводили бентонитовый глинопорошок (БГП) из расчета получения суспензии плотностью 1020-1060 кг/м³ и перемешивали, затем в этот раствор добавляли НРС-1 в количестве 0,125-1,0 мас.% и снова осуществляли перемешивание.

За коагуляционными процессами, происходящими в суспензии, наблюдали визуально. Свойства суспензии плотностью 1020 кг/м³ и 1060 кг/м³ в зависимости от количества введенной добавки НРС-1 приведены в таблицах 1 и 2.

Как видно из данных табл.1, оптимальным количеством ввода НРС-1 в бентонитовую суспензию является 0,25-0,5 мас.%, так как при снижении содержания НРС-1 менее 0,25 мас.% цель не достигается, поскольку суспензия не обладает достаточной вязкостью и не образует коагулята, а при увеличении содержания НРС-1 более 0,5 мас.% - свойства суспензии не изменяются.

Из данных табл. следует, что оптимальным количеством ввода НРС-1 в суспензию плотностью 1060 кг/м³ является также 0,25-0,5 мас.% как и для суспензии плотностью 1020 кг/м², но при этом количество коагулянта составляет 100% от исходного объема суспензии.

В промысловых условиях указанный состав используют следующим образом. По данным геофизических исследований и опыта изоляции зон поглощения в пробуренных ранее скважинах оценивают вероятный интервал залегания высокопроницаемых пластов. Например, для скважины N 26756 Ромашкинского месторождения (Лениногорского УБР) он составил 1070-1190 м. Перед вскрытием предполагаемой зоны поглощения бурового раствора на буровой дополнительно устанавливают цементировочный агрегат и цементосмесительную машину, загруженную сухой смесью бентонитового глинопорошка и НРС-1.

Цементировочный агрегат ЦА-320М обвязывают с цементосмесительной машиной СМН-20 для приготовления суспензии. Нагнетательную линию цементировочного агрегата присоединяют к технологическому отводу нагнетательной линии буровых насосов. В мерной емкости цементировочного агрегата приготавливают водный раствор полиакриламида заданной концентрации.

Перед вскрытием зоны поглощения в компоновку низа бурильной колонны между долотом и валом турбобура устанавливают устройство для кольматации стенок скважины (УКСС). В процессе бурения в буровой раствор (в данном случае ЕВС), закачиваемый в скважину одним буровым насосом, через отвод подкачивают предлагаемую бентонитовую суспензию плотностью 1180-1200 кг/м³, приготавливаемую на водном растворе полиакриламида. После смешения в колонне бурильных труб ЕВС и суспензии плотность полученного бурового раствора составляет 1020-1060 кг/м³, что соответствует соотношениям глинопорошка, ПАА и воды, указанных в формуле изобретения.

Одна третья часть бурового раствора направляется в заколонное пространство через насадки УКСС минуя долото, а две-трети части - через долото. Образующийся в процессе прокачивания бурового раствора коагулят под воздействием высоконапорных струй увлекается в поглощающие каналы, т.е. в поры и трещины проницаемого пласта и плотно там упаковывается, выполняя роль искусственного кольматанта.

Так, например, при бурении скв. N 26756, в интервале глубин 1082-1129 м было отмечено увеличение механической скорости бурения и заклинивание долота (характерный признак при бурении пород в зоне поглощения).

После подкачки предлагаемой бентонитовой суспензии получена полная изоляция зоны поглощения с коэффициентом приемистости пласта до 5 м³ (ч. МПа), а при превышении этой величины - снизилась его гидропроводность.

Технико-экономическое преимущество предложения заключается в следующем. Использование предлагаемого состава позволяет сократить затраты времени на проведение изоляционных работ, а, следовательно, и на строительство скважины. При этом сокращаются и затраты материалов. Так, например, по результатам промысловых испытаний, проведенных в Лениногорском УБР ПО "Татнефть", на четырех скважинах затраты времени на изоляционные работы сократились на 77 ч.