RU2249089C1 - Способ бурения скважины - Google Patents
Способ бурения скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2249089C1 RU2249089C1 RU2003127168/03A RU2003127168A RU2249089C1 RU 2249089 C1 RU2249089 C1 RU 2249089C1 RU 2003127168/03 A RU2003127168/03 A RU 2003127168/03A RU 2003127168 A RU2003127168 A RU 2003127168A RU 2249089 C1 RU2249089 C1 RU 2249089C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling
- properties
- filler
- well
- mud
- Prior art date
Links
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к способам предупреждения и ликвидации поглощений бурового раствора, газопроявлений, сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта в процессе строительства скважины. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции поглощающих, газопроявляющих пластов, сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта, а также сохранение качества бурового раствора и возможности его дальнейшего использования. В способе бурения скважины, включающем бурение с промывкой забоя скважины полимерглинистым буровым раствором с последующим добавлением в него наполнителя с кольматирующими свойствами, в буровой раствор в качестве наполнителя с кольматирующими свойствами вводят 1-10% от объема раствора доломитовую, или кварцевую, или мраморную муку, содержащую равномерно распределенные в ней порошкообразные мелкие частицы размером от 0,001 до 1 мм, при этом одновременно с промывкой забоя стенки скважины обрабатывают высоконапорной струей бурового раствора, содержащего указанный наполнитель с кольматирующими свойствами, для чего в компоновку низа бурового инструмента включают переводник с боковой гидромониторной насадкой. 4 табл.
Description
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к способам предупреждения и ликвидации поглощений бурового раствора, газопроявлений, сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта в процессе строительства скважин.
Известен способ бурения скважины с промывкой забоя буровым раствором на водной основе с последующим добавлением в него наполнителя с кольматирующими свойствами, в качестве которого используется свежеприготовленная суспензия полисахарида, содержащая каустическую соду и полимеризованный диметилдиаллиламмонийхлорид. Способ предусматривает также использование в компоновке низа бурильного инструмента наддолотного кольматирующего устройства гидроструйного действия [1].
Этот способ может быть эффективен при бурении скважин на месторождениях Урало-Поволжья, где разрез представлен устойчивыми карбонатными породами, а промывка забоя осуществляется естественной водной суспензией. Однако этот способ не применим в условиях месторождений Западной Сибири, где разрез представлен малоустойчивыми глинистыми породами, вследствие чего бурение осуществляется глинистыми буровыми растворами.
Наиболее близким техническим решением к данному является способ бурения скважины, включающий бурение скважины с промывкой забоя глинистым буровым раствором с последующим добавлением в него наполнителя с кольматирующими свойствами с целью предупреждения и изоляции поглощений. При этом в качестве наполнителя с кольматирующими свойствами применяют, например, древесную стружку и опил, горох, рис, резиновую крошку, ореховую скорлупу, перлит, песок, кожу и другие материалы [2].
Этот способ эффективен при изоляции поглощающих пластов с большим раскрытием каналов и трещин, но недостаточно эффективен для изоляции мелкопористых гранулярных газопроявляющих и продуктивных пластов с перовыми каналами 10-120 мкм и поглощающих пластов с раскрытием трещин 0,3-3,0 мм, которыми представлены месторождения Западной Сибири. Этот недостаток обусловлен тем, что указанные наполнители имеют узкий крупноразмерный фракционный состав, частицы которого большей частью не проникают в поры и трещины, накапливаются в буровом растворе, ухудшают его свойства, прокачиваемость в циркуляционной системе, снижают показатели бурения. При этом значительная часть бурового раствора с такими наполнителями оказывается непригодной для дальнейшего бурения. Для изоляции зон осложнений приходится прерывать процесс бурения скважины на 1-5 суток, производить дорогостоящие изоляционные операции с использованием цементировочной техники, тампонажных цементов.
Целью изобретения является повышение эффективности изоляции поглощающих, газопроявляющих пластов, сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта, а также сохранение качества бурового раствора и возможности его дальнейшего использования.
Поставленная цель достигается тем, что в полимерглинистый буровой раствор в качестве наполнителя с кольматирующими свойствами вводят 1-10% от объема раствора доломитовую, или кварцевую, или мраморную муку, содержащую равномерно распределенные в ней порошкообразные мелкие частицы размером от 0,001 до 1 мм, при этом одновременно с промывкой забоя стенки скважины обрабатывают высоконапорной струей бурового раствора, содержащего указанный наполнитель с кольматирующими свойствами, для чего в компоновку низа бурового инструмента включают переводник с боковой гидромониторной насадкой.
Новизна способа заключается в том, что в полимерглинистый буровой раствор перед вскрытием проницаемых пород дополнительно вводят 1-10% от объема раствора доломитовую, или мраморную, или кварцевую муку с частицами разного фракционного состава, в процессе бурения одновременно с промывкой забоя стенки скважин обрабатывают высоконапорной струей бурового раствора, содержащего указанный наполнитель с кольматирующими свойствами, для чего в компоновку низа бурового инструмента включают наддолотный переводник с боковой гидромониторной насадкой.
Достижение поставленной цели изобретения обеспечивается:
- добавлением в полимерглинистый буровой раствор наполнителей с кольматирующими свойствами с частицами разного фракционного состава и сохранения при этом высоких технологических свойств раствора;
- созданием в поровых каналах, трещинах и на стенке скважин плотного кольматационного экрана разноразмерными частицами кольматанта за счет их заклинивания, создания изоляционного экрана;
- интенсификацией кольматации поровых каналов и трещин в процессе их вскрытия одновременной обработкой высоконапорной струей бурового раствора;
- восстановлением проницаемости нефтяного пласта и растворимостью наполнителей (мраморной и доломитовой муки) в кислотах при освоении продуктивного пласта.
Из существующего уровня техники нам не известен способ, включающий совокупность указанных выше действий, обеспечивающий достижение поставленной цели, что позволяет нам сделать вывод о соответствии предлагаемого технического решения критерию “изобретательский уровень”.
Минеральные наполнители с кольматирующими свойствами выпускаются отечественной промышленностью по ТУ-571526-002-45588031-01. Наполнители не растворимы в воде. Мраморная и доломитовая мука растворимы в кислотах, поэтому при их использовании возможно не только изоляция проницаемых пород, но и восстановление первоначальных свойств пласта кислотной обработкой при освоении. Обработка стенок скважины высоконапорной струей бурового раствора, содержащего указанный наполнитель, интенсифицирует кольматацию и изоляцию проницаемых пород.
В процессе бурения мелкая фракция наполнителя кольматирует преимущественно мелкопористые гранулярные газонефтеводоносные пласты, а средняя и крупная фракции кольматируют трещиноватые поглощающие пласты.
При добавлении этих наполнителей грубого и тонкого помола в полимерглинистый буровой раствор увеличивается плотность и вязкость растворов, уменьшается показатель фильтрации, а толщина корок и стабильность растворов практически не меняются, табл. 1.
Таблица 1 | ||||||
№пп | Состав раствора | Свойства раствора | ||||
плотность кг/м3 | вязкость с | показатель фильтрации см3/30 мин | толщи-на корки, мм | стабильность % | ||
1 | Исходный полимергли-нистый раствор | 1020 | 25 | 4.5 | 0,5 | 0 |
2 | №1+1% мраморной муки | 1030 | 28 | 4,4 | 0,5 | 0 |
3 | №1+4% мраморной муки | 1040 | 32 | 4,2 | 0,5 | 0 |
4 | №1+10% мраморной муки | 1095 | 45 | 3,7 | 0,5 | 0 |
5 | №1+1% доломитовой муки | 1030 | 28 | 4,4 | 0,5 | 0 |
6 | №1+4% доломитовой муки | 1040 | 33 | 4,2 | 0,5 | 0 |
7 | №1+10% доломитовой муки | 1097 | 38 | 3,7 | 0,5 | 0 |
8 | №1+1% кварцевой муки | 1030 | 28 | 4,4 | 0,5 | 0 |
9 | №1+4% кварцевой муки | 1040 | 31 | 4,1 | 0,5 | 0 |
10 | №1+10% кварцевой муки | 1095 | 35 | 3,7 | 0,5 | 0 |
Как видно из данных табл. 1, свойства бурового раствора изменяются в достаточно узком интервале показателей и отвечают технологическим требованиям по таким основным показателям, как плотность, вязкость, фильтрация и стабильность.
При необходимости в раствор могут быть введены реагенты, регулирующие реологические и триботехнические свойства.
Введение в раствор наполнителей менее одного процента не обеспечит необходимую изоляцию проницаемых пород, а добавление их в раствор более 10% приводит к существенному повышению плотности и вязкости раствора.
Способ осуществляется следующим образом.
Скважина, разрез которой представлен в верхней части малоустойчивыми глинистыми породами, бурится с промывкой забоя полимерглинистым буровым раствором. При этом раствор интенсивно нарабатывает глину. Чтобы обеспечить высокую скорость бурения, из раствора максимально удаляют твердую фазу, используя 4-ступенчатую систему очистки. Для бурения в нижней части разреза, представленного газопроявляющим, нефтяным и водоносным поглощающими буровой раствор пластами, перед вскрытием верхнего газоносного пласта в буровой раствор вводится 1-10% мраморной муки (или доломитовой, или кварцевой). В компоновку низа бурового инструмента над долотом устанавливают переводник с боковой гидромониторной насадкой. Дальнейшее углубление, промывка забоя, одновременно обработка стенок скважины гидромониторной высоконапорной струей и изоляция проницаемых газонефтеводоносных пластов осуществляется буровым раствором с наполнителем кольматирующего действия - мраморной мукой.
После перехода на бурение с промывкой забоя раствором с кольматирующими свойствами с одновременной обработкой стенок скважин высоконапорной струей раствора по мере вскрытия газопроявляющий, нефте- и водоносный пласты с гранулярными мелкопористыми коллекторами кольматируются преимущественно мелкой фракцией наполнителя. При этом в стенке скважин образуется кольматационный экран, а на поверхности стенок формируется малопроницаемая фильтрационная корка.
Результаты определения проницаемости фильтрационных корок бурового раствора без наполнителя и с ними, сформировавшихся на фильтре прибора ВМ-6, представлены в табл.2.
Таблица 2 | ||||
№пп | Буровой раствор | Объем профильтровавшейся воды, см3/30 мин | Коэффициент проницаемости корки. К·104, мкм2 | Снижение проницаемости корок,% |
1 | Полимерглинистый раствор | 6,5 | 5,52 | - |
2 | №1+4% доломитовой муки | 3,1 | 2,63 | 52,0 |
3 | №1+4% мраморной муки | 3,0 | 2,54 | 54,0 |
4 | №1+4% кварцевой муки | 2,7 | 2,29 | 59,0 |
Из данных табл. 2 видно, что при введении в буровой раствор наполнителя с кольматирующими свойствами проницаемость фильтрационной корки снижается более чем в 2 раза.
Исследования влияния растворов с наполнителем на фильтрационно-емкостные свойства, на кольматацию, декольматацию, восстановление проницаемости пород проведены на установке моделирования нарушений эксплуатационных качеств пласта FFES-655 канадской фирмы “Coretest” с использованием керна продуктивных пластов месторождений Западной Сибири. Результаты исследований представлены в табл. 3.
Таблица 3 | ||||
№пп | Буровой раствор | Коэффициент проницаемости керна К·103, мкм2 | Коэффициент восстановления проницаемости керна,% | |
До воздействия бурового раствора | После воздействия бурового раствора | |||
1 | Полимерглинистый | 14,5 | 5,1 | 35,1 |
2 | №1+4% доломитовой муки | 1,02 | 0,63 | 61,5 |
3 | №2+4% мраморной муки | 22,57 | 16,16 | 71,6 |
4 | №3+4% кварцевой муки | 23,93 | 16,71 | 69,9 |
По результатам исследования фильтрации бурового раствора через керны песчаника видно, что при введении наполнителей снижается проницаемость кольматационной зоны, что свидетельствует об эффективной защите и изоляции проницаемой породы. Вместе с тем, при фильтрации керосина из “пласта в скважину” почти вдвое возрастает коэффициент восстановления проницаемости породы, следовательно, при использовании этих наполнителей повышается качество вскрытия продуктивных пластов.
При воздействии 10%-ной соляной кислоты на фильтрационные корки, образованные из бурового раствора с добавками заявляемых наполнителей, в течение 7-25 минут они разрыхляются, уменьшаются в объеме, теряют свои изолирующие свойства и отделяются от фильтра, табл.4.
Таблица 4 | ||||
№ | Буровой раствор | Продолжительность реакции, мин | Уменьшение веса корки,% | Состояние корки после реакции |
1 | Полимерглинистый | 30 | 8,5 | Без внешних изменений |
2 | №1+4% мраморной муки | 25 | 67,5 | Рыхлая, несвязанная, отделяется от фильтра |
3 | №1+4% доломитовой муки | 7 | 44,2 | Рыхлая, несвязанная, отделяется от фильтра |
Следовательно, кислотная обработка скважины позволит восстановить проницаемость стенок скважин, обеспечить качественное освоение и высокий дебит нефти (газа).
Таким образом, по мере вскрытия с одновременной обработкой стенок скважины гидромониторной струей газопроявляющий, нефте- и водоносные пласты с гранулярными мелкопористыми породами более эффективно кольматируются буровыми растворами, содержащими указанные наполнители, с образованием менее проницаемой корки, с большим коэффициентом восстановления проницаемости продуктивных пластов при освоении, в том числе после кислотной обработки скважины.
При бурении в интервалах крупнопористых, кавернозных или трещиноватых пластов часть бурового раствора поглощается, образуя малоподвижный плотный экран за счет заклинивания в каналах поглощающего пласта крупнозернистой фракции наполнителя и снижения подвижности бурового раствора. В процессе обработки стенок скважины высоконапорной струей бурового раствора частицы наполнителя с большой скоростью попадают в поры и трещины, что повышает эффект заклинивания и кольматации, образования изоляционного экрана.
Известно, что по размеру гранулированные частицы, способные заклиниваться и образовывать перемычки (пробки) в поровых каналах и трещинах, должны быть не менее чем в 3 раза меньше последних. С учетом этого предлагаемые наполнители способны кольматировать поры и трещины с размерами от нескольких микрон до 3 мм.
Пример конкретного выполнения
Строительство скважин на Тальниковом нефтегазовом месторождении Западной Сибири осложнено наличием в разрезе высокопроницаемых газопроявляющих пластов и трещиноватых поглощающих пород коры выветривания, непосредственно подстилающих продуктивный нефтяной пласт. Из-за газопроявлений содержание газа в буровом растворе достигает 12%, интенсивность поглощений составляет 5-30 м3/ч и более при средней раскрытости трещин от 0,6 до 3,1 мм. Число поглощающих участков изменяется от 4 до 22. Изоляция поглощающих пластов с использованием в качестве наполнителя древесного опила ухудшает свойства бурового раствора и часто оказывается безрезультатной из-за того, что опил не проникает в поры и трещины, накапливается на стенке скважин. Для повышения эффективности изоляции поглощений проводятся изоляционные операции с использованием цементировочной техники, тампонажных цементов. Однако это требует больших затрат времени и материалов.
Способ бурения испытан при строительстве скважины 24 куста Тальникового месторождения. До кровли газопроявляющего пласта скважина бурилась с промывкой забоя полимерглинистым раствором плотностью 1050 г/см3. С целью предупреждения газопроявлений и поглощений в буровой раствор ввели 4% доломитовой муки. Бурение скважины в интервале газопроявляющего, продуктивного, нефтеносного и поглощающего водоносного пластов вели с промывкой забоя буровым раствором, содержащим наполнитель с кольматирующими свойствами. Одновременно в процессе промывки стенки скважины обрабатывались высоконапорной струей этого раствора при скорости истечения 74 м/с. Способ позволил предупредить и изолировать газопроявления, поглощения бурового раствора, по мере их вскрытия, без существенного ухудшения свойств раствора, снижения скорости бурения и коллекторских свойств нефтяного пласта. Буровой раствор сохранил технологические свойства и был использован при бурении следующей скважины куста. Не потребовалось проведения дорогостоящей изоляционной операции с использованием цементировочной техники и тампонажных материалов. Скважина была успешно освоена и пущена в эксплуатацию с дебитом нефти выше, чем по проекту и соседним скважинам, пробуренным по базовой технологии с использованием полимерглинистого раствора без добавок наполнителя с кольматирующими свойствами.
Следовательно, поставленная цель изобретения достигнута.
Источники информации
1. Патент №2146690, C 09 К 7/02, 1998 г. Способ бурения скважины. Галеев Р.Г., Катеев И.С., Катеев Р.И., Шакиров А.Н., Федоров В.А.
2. Крылов В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. - М.: Недра, 1980 (прототип).
Claims (1)
- Способ бурения скважины, включающий бурение с промывкой забоя скважины полимерглинистым буровым раствором с последующим добавлением в него наполнителя с кольматирующими свойствами, отличающийся тем, что в буровой раствор в качестве наполнителя с кольматирующими свойствами вводят 1-10% от объема раствора доломитовую, или кварцевую, или мраморную муку, содержащую равномерно распределенные в ней порошкообразные частицы размером от 0,001 до 1 мм, при этом одновременно с промывкой забоя стенки скважины обрабатывают высоконапорной струей бурового раствора, содержащего указанный наполнитель с кольматирующими свойствами, для чего в компоновку низа бурового инструмента включают переводник с боковой гидромониторной насадкой.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003127168/03A RU2249089C1 (ru) | 2003-09-08 | 2003-09-08 | Способ бурения скважины |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003127168/03A RU2249089C1 (ru) | 2003-09-08 | 2003-09-08 | Способ бурения скважины |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2249089C1 true RU2249089C1 (ru) | 2005-03-27 |
Family
ID=35560508
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2003127168/03A RU2249089C1 (ru) | 2003-09-08 | 2003-09-08 | Способ бурения скважины |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2249089C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2492207C1 (ru) * | 2012-04-16 | 2013-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Буровой раствор |
US11168240B2 (en) | 2017-04-21 | 2021-11-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrobically treated particulates for improved return permeability |
-
2003
- 2003-09-08 RU RU2003127168/03A patent/RU2249089C1/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
КРЫЛОВ В.И., Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах, Москва, Недра, 1980, с. 99-106, 201-205. * |
НИКИШИН В.А., Предупреждение и ликвидация осложнений при бурении скважин, Москва, ВНИИОЭНГ, 1968, с. 26, 27, 30, 32. ЯСОВ В.Г. и др., Борьба с поглощением промывочной жидкости при бурении разведочных скважин, Москва, 1962, с. 24, 26. * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2492207C1 (ru) * | 2012-04-16 | 2013-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Буровой раствор |
US11168240B2 (en) | 2017-04-21 | 2021-11-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrobically treated particulates for improved return permeability |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP2190942B1 (en) | Methods of using colloidal silica based gels | |
EP0761798A1 (en) | Foamable drilling fluid | |
US3866683A (en) | Method for placing cement in a well | |
RU2288351C1 (ru) | Способ создания забойного фильтра | |
US10611952B2 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
US20190323329A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
RU2249089C1 (ru) | Способ бурения скважины | |
RU2743123C1 (ru) | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин | |
US3729052A (en) | Hydrothermal treatment of subsurface earth formations | |
US20190353020A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
RU2299308C2 (ru) | Способ изоляции водоносных пластов | |
US20190353021A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
RU2283421C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине | |
WO2018125663A1 (en) | Fracturing a formation lying below an aquifer | |
RU2347900C1 (ru) | Способ вскрытия продуктивных пластов | |
SU1716089A1 (ru) | Способ изол ции пласта | |
RU2794105C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков в газовых скважинах с субгоризонтальным окончанием ствола | |
RU2295626C2 (ru) | Способ разобщения пластов при креплении эксплуатационной колонны | |
RU2164589C1 (ru) | Способ предотвращения выноса песка и снижения водопритока в добывающих нефтяных скважинах | |
RU2304698C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
Warren et al. | Development of the Pekisko dolomite in the Bigoray field. Issues in formation damage mechanisms, drilling fluid selection and well stimulation | |
Toor | Problems in squeeze cementing | |
RU2140521C1 (ru) | Способ заканчивания скважин | |
RU2208129C2 (ru) | Способ крепления скважины | |
RU2109935C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20111128 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20120909 |