RU2280752C2 - Well completion method - Google Patents
Well completion method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2280752C2 RU2280752C2 RU2004124310/03A RU2004124310A RU2280752C2 RU 2280752 C2 RU2280752 C2 RU 2280752C2 RU 2004124310/03 A RU2004124310/03 A RU 2004124310/03A RU 2004124310 A RU2004124310 A RU 2004124310A RU 2280752 C2 RU2280752 C2 RU 2280752C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling
- amount
- weight
- productive
- chalk
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области горного дела, а именно к способам заканчивания скважин и вскрытия продуктивных пластов в процессе бурения.The invention relates to the field of mining, and in particular to methods for completing wells and opening productive formations during drilling.
Известен способ заканчивания скважин, включающий буровой раствор, содержащий глину, КМЦ, нефть, сульфанол и воду (RU патент N 2092516, опубл. 10.10.1997).A known method of well completion, including a drilling fluid containing clay, CMC, oil, sulfanol and water (RU patent N 2092516, publ. 10.10.1997).
В результате отсутствия ингибирующих свойств бурового раствора увеличивалась гидратация глинистых частиц коллектора, что приводит в результате к закупориванию капилляров частичками разбухших глинистых минералов, а использование в качестве смазочной добавки нефти повышает степень токсичности бурового раствора.As a result of the absence of inhibitory properties of the drilling fluid, the hydration of the clay particles of the reservoir increased, resulting in clogging of the capillaries with particles of swollen clay minerals, and the use of oil as a lubricant increases the toxicity of the drilling fluid.
Известен способ заканчивания скважин с использованием бурового раствора, включающего глину, КМЦ, нитрилтриметилфосфоновую кислоту НТФ, ингибирующую добавку - KCl, нефть, ПАВ и воду (RU патент N 2156859, опубл. 27.09.2000).A known method of completing wells using a drilling fluid, including clay, CMC, nitrile trimethylphosphonic acid NTF, an inhibitory additive - KCl, oil, surfactant and water (RU patent N 2156859, publ. 09.27.2000).
Недостатками этого способа является трудность регулирования фильтрационных и реологических свойств бурового раствора, и использование нефти повышает степень токсичности бурового раствора.The disadvantages of this method is the difficulty of regulating the filtration and rheological properties of the drilling fluid, and the use of oil increases the degree of toxicity of the drilling fluid.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ заканчивания скважин с использованием бурового раствора, содержащего, мас.%: карбоксиметилцеллюлозу КМЦ 0,5-1,0, поверхностно-активное вещество ПАВ 0,01-0,03, минеральную соль 0,2-1,0, мел 15,0-30,0, щелочь 0,05-0,1, конденсированную сульфит спиртовую барду КССБ 1,0-3,0, флотореагент 2-5 и воду остальное, и может содержать глинопорошок в количестве 5,0-7,0% (RU патент №2211237, опубл. 27.08.2003).The closest in technical essence and the achieved result is a method of completion using a drilling fluid containing, wt.%: Carboxymethyl cellulose CMC 0.5-1.0, surfactant surfactant 0.01-0.03, mineral salt 0, 2-1.0, chalk 15.0-30.0, alkali 0.05-0.1, condensed sulphite alcohol distillery graffiti KSSB 1.0-3.0, flotation reagent 2-5 and the rest water, and may contain clay powder in the amount of 5.0-7.0% (RU patent No. 2211237, publ. 08.27.2003).
Техническим результатом является вскрытие продуктивного пласта с использованием оптимальной комплексной технологии бурения скважин на месторождениях, находящихся на поздней стадии эксплуатации, и использованием бурового раствора, в результате чего наблюдается снижение кольматации призабойной зоны и повышение эффективности последующей соляно-кислотной обработки продуктивного пласта за счет более полного растворения мела в продуктивных коллекторах при меньшем расходе кислоты.The technical result is the opening of the reservoir using the optimal integrated technology for drilling wells in fields that are at a late stage of operation and the use of drilling fluid, resulting in a decrease in the mudding of the bottomhole zone and an increase in the efficiency of subsequent hydrochloric acid treatment of the reservoir through more complete dissolution chalk in productive reservoirs with less acid consumption.
Технический результат достигается тем, что в способе заканчивания скважин с использованием бурового раствора, содержащего карбоксиметилцеллюлозу КМЦ, поверхностно-активное вещество ПАВ, минеральную соль, мел, щелочь, конденсированную сульфит спиртовую барду КССБ, флотореагент и воду, продуктивный пласт вскрывают с использованием оптимальной комплексной технологии бурения скважин на месторождениях, находящихся на поздней стадии эксплуатации: ограничивают скорость спуска бурильного инструмента до 0,7 м/с, ограничивают осевую нагрузку и механическую скорость бурения, обеспечивают минимальное число рейсов, для чего используют наиболее производительные долота без гидромониторных насадок с минимально допустимой производительностью буровых насосов, осуществляют промежуточные промывки скважин при спуске бурильного инструмента через каждые 500 м, используют буровой раствор, содержащий в качестве флотореагента реагент «Пента-465», при следующем соотношении компонентов, мас.%:The technical result is achieved in that in a method of completing a well using a drilling fluid containing CMC carboxymethyl cellulose, a surfactant surfactant, mineral salt, chalk, alkali, condensed sulphite, alcohol bard KSSB, flotation reagent and water, the reservoir is opened using the optimal integrated technology well drilling at fields at a late stage of operation: limit the speed of descent of the drilling tool to 0.7 m / s, limit the axial load and mechanical drilling speed, provide the minimum number of flights, for which they use the most productive bits without hydraulic nozzles with the minimum acceptable productivity of mud pumps, carry out intermediate flushing of the wells when running the drilling tool every 500 m, use drilling mud containing Penta reagent as a flotation reagent -465 ", in the following ratio of components, wt.%:
Буровой раствор дополнительно содержит глинопорошок в количестве 5,0-7,0 мас.%.The drilling fluid additionally contains clay powder in an amount of 5.0-7.0 wt.%.
В основу предложенного способа положена оптимальная комплексная технология, которая описана ниже.The proposed method is based on the optimal integrated technology, which is described below.
Кроме того, в отличие от прототипа, в предлагаемом способе заканчивания скважин с целью повышения эффективности последующей соляно-кислотной обработки продуктивного пласта за счет более полного растворения мела в продуктивных коллекторах при меньшем расходе кислоты продуктивный пласт вскрывают с использованием оптимальной комплексной технологии бурения скважин на месторождениях, находящихся на поздней стадии эксплуатации. Кроме того, при вскрытии продуктивного пласта в качестве флотореагента используют реагент марки «Пента-465», более технологичного в промысловых условиях по сравнению с другими флотореагентами.In addition, unlike the prototype, in the proposed method of well completion in order to increase the efficiency of the subsequent hydrochloric acid treatment of the reservoir due to more complete dissolution of the chalk in the reservoirs with less acid consumption, the reservoir is opened using the optimal integrated technology for drilling wells in the fields, are in the advanced stages of operation. In addition, when opening the reservoir, a Penta-465 brand reagent is used as a flotation reagent, which is more technologically advanced under field conditions compared to other flotation reagents.
В качестве карбоксиметилцеллюлозы КМЦ используют КМЦ-500, КМЦ-600, Камцел или другие марки карбоксиметилцеллюлозы.As CMC carboxymethyl cellulose, CMC-500, KMC-600, Kamcel or other brands of carboxymethyl cellulose are used.
По предлагаемому способу в закачиваемых композициях используют все типы поверхностно-активных веществ ПАВ: в качестве анионных ПАВ используют сульфанол, ЩСПК (щелочной сток производства капролактама), в качестве неионогенного ПАВ - неионогенный ПАВ марки Дисолван-4411, в качестве катионного ПАВ - катионный ПАВ марки ИВВ-1.According to the proposed method, all types of surfactant surfactants are used in the injected compositions: sulfanol is used as anionic surfactants, alkali stock of caprolactam is used as anionic surfactants, Disolvan-4411 nonionic surfactants are used as a nonionic surfactant, and cationic surfactants are used as a cationic surfactant IVV-1.
В качестве ингибирующей добавки используют минеральные соли хлорид кальция или хлорид калия. Роль минеральной соли заключается в частичной регулируемой коагуляции глинистых частиц, приводящей к образованию агрегатов при сохранении общей связанности и структурной сетки в растворе.As an inhibitory additive, mineral salts of calcium chloride or potassium chloride are used. The role of mineral salt is to partially regulate coagulation of clay particles, leading to the formation of aggregates while maintaining the overall cohesion and structural network in the solution.
В качестве мела используют химически очищенный мел или карьерный мел, представляющий собой карбонат кальция. Использование мела обусловлено его способностью кольматировать призабойную зону пласта и формировать на стенках скважины тонкую, плотную карбонатную корку.As chalk, chemically purified chalk or quarry chalk, which is calcium carbonate, is used. The use of chalk is due to its ability to clog the bottomhole formation zone and form a thin, dense carbonate crust on the walls of the well.
Введение щелочи в предлагаемый состав дополнительно повышает стабильность системы.The introduction of alkali in the proposed composition further increases the stability of the system.
КССБ, полученная путем конденсации с фенолом и формалином раствором кальциевых солей лигносульфонатных кислот, дает укрупненные молекулы лигносульфонатов - природных линейных водорастворимых полимеров.KSSB obtained by condensation with phenol and formalin with a solution of calcium salts of lignosulfonate acids gives enlarged molecules of lignosulfonates - natural linear water-soluble polymers.
Укрупненные молекулы лигносульфонатов значительно увеличивают способность предлагаемого состава снижать водоотдачу. При этом КССБ незначительно снижает вязкость состава и СНС за счет разрушения межмолекулярных связей, образуемых молекулами глины. Поэтому КССБ в предлагаемом составе и используют в качестве дополнительного понизителя водоотдачи.The enlarged lignosulfonate molecules significantly increase the ability of the proposed composition to reduce water loss. Moreover, KSSB slightly reduces the viscosity of the composition and SNA due to the destruction of intermolecular bonds formed by clay molecules. Therefore, KSSB in the proposed composition and is used as an additional fluid loss reducer.
Так как в предлагаемом составе используют ПАВ и КССБ (слабое ПАВ), которые способны концентрироваться на границе раздела жидкость - воздух и образовывать пену, то для гашения пены используют наиболее технологичный пеногаситель (флотореагент) - «Пента-465».Since the proposed composition uses surfactants and KSSB (weak surfactants), which are able to concentrate at the liquid-air interface and form a foam, the most technological antifoam (flotation reagent) - Penta-465 is used to extinguish the foam.
Пеногаситель марки «Пента-465» является кремнийорганическим олигомером, содержащим анионогенный и неионогенный ПАВ и представляет собой подвижную жидкость с характерным запахом, растворимую в воде.Penta-465 antifoam is an organosilicon oligomer containing anionic and nonionic surfactants and is a mobile liquid with a characteristic odor that is soluble in water.
Пеногаситель марки «Пента-465» имеет плотность 1021 кг/м3, вязкость по ПВ-5 - «не течет».Penta-465 antifoam has a density of 1021 kg / m 3 , and PV-5 viscosity does not flow.
Реагент «Пента-465» при добавке 0,1-1,0 мас.% в буровой раствор является более технологичным в промысловых условиях по сравнению с реагентом Т-80, расход которого составляет 1-2%.The reagent "Penta-465" with the addition of 0.1-1.0 wt.% In the drilling fluid is more technologically advanced in the field compared to the reagent T-80, the flow rate of which is 1-2%.
Пеногаситель марки «Пента-465» совместим со стабилизаторами и электролитами, которые применяются для обработки в буровых растворах и является эффективным пеногасителем пресных и минерализованных буровых растворов, в том числе утяжеленных карбонатом кальция.Penta-465 antifoam is compatible with stabilizers and electrolytes used for processing in drilling fluids and is an effective antifoam for fresh and mineralized drilling fluids, including those weighted with calcium carbonate.
Проблеме постоянного совершенствования заканчивания скважин уделяется большое внимание.The problem of continuous improvement of well completion is given great attention.
Качество первичного вскрытия продуктивных пластов, в первую очередь, зависит от типа и свойств использующегося в предлагаемом способе бурового раствора.The quality of the initial opening of productive formations, first of all, depends on the type and properties of the drilling fluid used in the proposed method.
Основным критерием успешного бурения скважин считалась скоростная безаварийная проходка скважин и снижение стоимости буровых работ, но при этом не учитывались геолого-физические условия залежей нефти и газа и гидродинамическая ситуация в скважине.The main criterion for successful well drilling was considered to be rapid accident-free penetration of wells and a decrease in the cost of drilling, but the geological and physical conditions of the oil and gas deposits and the hydrodynamic situation in the well were not taken into account.
Общеизвестно, что при вскрытии продуктивных пластов бурением в горных породах возникают механические, химические и другие явления, снижающие коэффициент нефтеотдачи пластов.It is well known that when drilling productive formations by drilling in rocks, mechanical, chemical and other phenomena occur that reduce the oil recovery coefficient.
Так под действием проникших в пласт глинистых частиц бурового раствора в продуктивном пласте происходят необратимые изменения проницаемости.Thus, under the influence of clay particles of the drilling fluid penetrated into the formation, irreversible changes in permeability occur in the reservoir.
Гидродинамические давления, возникающие в стволе скважин при различных технологических процессах бурения, колеблются в широких пределах и приводят к деформации зерен и отдельных частиц продуктивного пласта, а иногда к гидроразрыву пород, слагающих пласт.Hydrodynamic pressures arising in the wellbore during various technological drilling processes vary widely and lead to the deformation of grains and individual particles of the productive formation, and sometimes to hydraulic fracturing of the rocks composing the formation.
Нашими исследованиями установлено, что при спуске полноразмерных компоновок бурильного инструмента, гидродинамическая составляющая давления на забое скважин достигает 1,5-2-х значений гидростатического давления. Например, на глубине скважины 2000 м, заполненной технической водой, гидродинамическое давление может достигать 40 МПа.Our investigations have established that full-length downhill drilling tool arrangements, the hydrodynamic component of a bottom hole pressure reaches 1.5-2 -x values of hydrostatic pressure. For example, at a well depth of 2000 m filled with process water, the hydrodynamic pressure can reach 40 MPa.
Имеющиеся в литературе теоретические и промысловые данные свидетельствуют о том, что механическое нарушение равновесного состояния пород продуктивного пласта зависит от многих естественных и технико-технологических факторов процесса бурения: механические свойства пород, горное и пластовое давление, наличие трещиноватости, скорости вращения и спуска бурильной колонны в скважину, компоновки низа бурильной колонны, режимы бурения и др.The theoretical and field data available in the literature indicate that the mechanical imbalance in the rocks of the reservoir depends on many natural and technical and technological factors of the drilling process: the mechanical properties of the rocks, rock and formation pressure, the presence of fracturing, rotation speed and lowering of the drill string well, bottom of the drill string, drilling modes, etc.
Учитывая вышеуказанные положения о состоянии пород продуктивного пласта при первоначальном их вскрытии, в основу предложенного способа заканчивания скважин положена оптимальная комплексная технология бурения скважин на месторождениях, находящихся на поздней стадии эксплуатации.Given the above provisions on the state of the rocks of the reservoir at the initial opening, the proposed method for well completion is based on the optimal integrated technology for drilling wells in fields that are at a late stage of operation.
Проведенные промысловые испытания комплексной технологии бурения показали ее эффективность.Field tests of the integrated drilling technology have shown its effectiveness.
Известно, что при бурении скважин с промывкой забоя глинистым раствором на ее стенках и в приствольной части формируется зона кольматации, представленная тремя слоями: поверхностный слой, или сама глинистая корка, слой внутренней кольматации с образованием гидратных слоев и слой проникновения фильтрата или самого глинистого раствора.It is known that when drilling wells with washing the bottom with a clay solution, a mud zone is formed on its walls and in the near-stem part, represented by three layers: the surface layer, or the clay crust itself, the inner mud layer with the formation of hydrated layers and the penetration layer of the filtrate or the mud itself.
Фильтрат бурового раствора, имеющий, как правило, рН более 8, вызывает набухание глинистых частиц, содержащихся в коллекторе, в результате чего частично или полностью перекрываются проницаемые каналы продуктивного пласта. Одновременно с этим внедрение фильтрата приводит к образованию стойких водонефтяных эмульсий в призабойной зоне пласта.A mud filtrate, typically having a pH greater than 8, causes the clay particles contained in the reservoir to swell, resulting in partially or completely blocking the permeable channels of the reservoir. At the same time, the introduction of the filtrate leads to the formation of persistent oil-water emulsions in the bottomhole formation zone.
Таким образом, формирование каждого кольматирующего слоя зависит от физико-химических свойств горной породы и флюида продуктивного пласта, а также от свойств бурового раствора. Технологические факторы процесса бурения играют при этом немаловажную роль в образовании всех трех кольматационных слоев.Thus, the formation of each mudding layer depends on the physicochemical properties of the rock and the fluid of the reservoir, as well as on the properties of the drilling fluid. The technological factors of the drilling process play an important role in the formation of all three mud layers.
Оптимальная технология бурения и вскрытия пласта продуктивных пластов (первичное вскрытие), прежде всего, предусматривает уменьшение отрицательного влияния фильтрата бурового раствора на проницаемость продуктивного пласта. В этом случае фильтрат содержит ингибирующие добавки, снижающие набухание и диспергирование глинистых минералов коллектора и ПАВ всех типов, обеспечивающих низкие значения поверхностного натяжения фильтрата на границе с пластовой нефтью.The optimal technology for drilling and opening the reservoir (primary opening), first of all, provides for reducing the negative effect of the mud filtrate on the permeability of the reservoir. In this case, the filtrate contains inhibitory additives that reduce the swelling and dispersion of clay minerals of the reservoir and surfactants of all types, providing low surface tension of the filtrate at the boundary with the reservoir oil.
Уменьшение глубины проникновения фильтрата бурового раствора в продуктивный пласт достигается за счет щадящих режимов ведения буровых работ, обеспечивающих снижение гидродинамического давления в стволе скважины при бурении.Reducing the depth of penetration of the drilling fluid filtrate into the reservoir is achieved due to the sparing modes of drilling operations, providing a decrease in the hydrodynamic pressure in the wellbore during drilling.
С этой целью при вскрытии и бурении продуктивного пласта выполняются следующие основные мероприятия: ограничение скорости спуска бурильного инструмента до 0,7 м/с; исключение из компоновки низа бурильной колонны полноразмерных элементов (калибраторы, центраторы и др.); ограничение осевой нагрузки и механической скорости бурения; обеспечение минимального числа рейсов, для чего используются наиболее производительные долота, например, 215,9 ТЗ-ГАУ R 40, без гидромониторных насадок с минимально допустимой производительностью буровых насосов; осуществление промежуточных промывок скважины при спуске бурильного инструмента через каждые 500 м.To this end, during the opening and drilling of the reservoir, the following main activities are carried out: limiting the speed of descent of the drilling tool to 0.7 m / s; exclusion from the layout of the bottom of the drill string full-sized elements (calibrators, centralizers, etc.); limitation of axial load and mechanical drilling speed; ensuring the minimum number of flights, for which the most productive bits are used, for example, 215.9 TZ-GAU R 40, without hydro-monitor nozzles with the minimum permissible performance of mud pumps; the implementation of intermediate flushing wells during the launch of the drilling tool every 500 m
Замечено, что щадящий режим бурения резко снижает образование искусственных трещин в призабойной зоне пласта.It has been noted that a gentle drilling regime dramatically reduces the formation of artificial cracks in the bottomhole formation zone.
Большое внимание в комплексной технологии уделено физико-химическим свойствам фильтрационной корки, которая представлена глинистыми и карбонатными частицами.Much attention in the integrated technology is paid to the physicochemical properties of the filter cake, which is represented by clay and carbonate particles.
Толщина и прочность фильтрационной корки являются определяющим фактором при возникновении поглощений бурового раствора, прихватов и затяжек из-за дифференциального давления в процессе бурения. А также определяет качество крепления скважин в проницаемых горных породах.The thickness and strength of the filter cake are a determining factor in the occurrence of mud absorption, sticking and tightening due to differential pressure during drilling. It also determines the quality of the fastening of wells in permeable rocks.
Известно, что до образования фильтрационной корки наблюдается мгновенная фильтрация, период которой составляет 1-2 с. За это время происходит кольматация порового пространства и за счет полидисперсных карбонатных частиц образуется перемычка в проницаемом пласте, на которой отлагается корка. Фильтрационная корка состоит из бентонитовых глин и полидисперсных карбонатных частиц.It is known that before the formation of a filter cake, instant filtration is observed, the period of which is 1-2 s. During this time, the pore space is clogged and due to the polydisperse carbonate particles, a bridge is formed in the permeable layer, on which the crust is deposited. The filter cake consists of bentonite clays and polydisperse carbonate particles.
Проницаемость фильтрационных корок на несколько порядков ниже проницаемости горных пород и зависит от содержания, гранулометрического состава твердой фазы и ее физико-химических свойств.The permeability of the filter cake is several orders of magnitude lower than the permeability of rocks and depends on the content, particle size distribution of the solid phase and its physico-chemical properties.
Испытания предложенного способа заканчивания скважин, в основу которого положена разработанная комплексная технология, проведены в промысловых условиях на разных месторождениях.Tests of the proposed method of well completion, which is based on the developed integrated technology, were carried out in field conditions at different fields.
Пример. Испытания провели при бурении эксплутационной скважины 84 на Богатыревском месторождении ОАО «Самаранефтегаз» на продуктивный (карбонатный) пласт девона Дл, залегающего на глубине 2809 м. Первые годы эксплуатации характеризовались высокими дебитами нефти и низкой обводненностью.Example. Tests conducted in drilling production wells 84 on Bogatyrevskom field of "Samaraneftegaz" on productive (carbonate) reservoir Devonian D L at a depth of 2809 m. The first years of operation characterized by high flow rates of oil and low water content.
На момент проведения испытания добыча нефти по залежи сократилась в 12 раз и средняя обводненность достигла 74%.At the time of the test, oil production in the field was reduced by 12 times and the average water cut reached 74%.
Бурение скв.84 в интервале продуктивного пласта осуществлялась с промывкой карбонатно-глинистым раствором. Увеличение карбонатности твердой фазы до 50% и более достигнуто за счет естественной наработки при бурении карбонатной толщи девонских отложений.Well 84 was drilled in the interval of the reservoir with washing with a carbonate-clay solution. An increase in the carbonate content of the solid phase to 50% or more was achieved due to natural production during drilling of the carbonate stratum of the Devonian sediments.
В целях снижения кольматации продуктивного пласта в буровой раствор добавляют: неионогенный ПАВ - дисолван-4411, анионный ПАВ - ЩСПК и усиления гидрофобизирующих свойств катионный ПАВ - ИВВ 1. С помощью реагента ЩСПК обеспечивают внутрипоровую кольматацию обводненных участков продуктивного пласта, добавлением НПАВ - дисолван-4411 снижают поверхностное натяжение на границе раздела фаз «фильтрат-нефть», ИВВ-1 играет роль гидрофобизирующей и ингибирующей добавки.In order to reduce the mudding of the reservoir, the following are added to the drilling fluid: nonionic surfactant — disolvan 4411, anionic surfactant — SCHPK and enhancement of the hydrophobic properties of the cationic surfactant — IVB 1. Using the SCHPC reagent, pore mudding of the flooded sections of the reservoir is provided by adding nonionic surfactant — disolvan-4411 reduce surface tension at the filtrate-oil interface; IVV-1 plays the role of a hydrophobizing and inhibiting additive.
Бурение продуктивной части пласта Дл проводилось 3-шарошечным долотом 215,9 ТЗ-ГАУ R 40 без гидромониторных насадок роторным способом при следующем режиме: частота вращения ротора - 60 об/мин; расход бурового раствора - 23 л/с; осевая нагрузка на долото - 60-80 кН.The productive part of the formation D was drilled with a 3-cone bit 215.9 TZ-GAU R 40 without hydraulic nozzles using the rotary method in the following mode: rotor speed - 60 rpm; drilling fluid flow rate - 23 l / s; axial load on the bit - 60-80 kN.
Механическая скорость бурения при этих режимах не превышала 4 м/ч.The mechanical drilling speed under these conditions did not exceed 4 m / h.
При таких щадящих режимах бурения в призабойной зоне пласта происходит наименьшая деформация пород и снижается образование мелких трещин.With such gentle drilling regimes in the bottomhole formation zone, the least deformation of the rocks occurs and the formation of small cracks is reduced.
Уменьшение величины гидродинамического давления на пласт обеспечивает ряд проведенных профилактических мероприятий:A decrease in the hydrodynamic pressure on the reservoir provides a number of preventive measures:
- с минимально возможной производительностью при вращающемся бурильном инструменте осуществляют пуск бурового насоса;- with the lowest possible productivity with a rotating drilling tool, the mud pump is started;
- спуск бурильного инструмента и эксплуатационной колонны производят с промежуточными промывками;- the descent of the drilling tool and production casing is carried out with intermediate flushing;
- скорость подъема и спуска инструмента ограничивают по интервалам глубин.- the speed of raising and lowering the tool is limited by depth intervals.
Цементирование эксплуатационной колонны проводят с применением реагентов-пластификаторов и понизителей водоотдачи цементных растворов.Cementing production casing is carried out using reagents, plasticizers and fluid loss reducers of cement mortars.
Перфорацию скважины осуществляют кумулятивным перфоратором ПК-105 с плотностью перфорации 20 отверстий на 1 м, при этом использовалась специальная жидкость на основе хлористого кальция и неионогенного ПАВ.Well perforation is carried out by a cumulative perforator PK-105 with a perforation density of 20 holes per 1 m, using a special fluid based on calcium chloride and nonionic surfactant.
Вызов притока флюида осуществляют с помощью компрессора.The call of fluid flow is carried out using a compressor.
Срок освоения скважины составил 2 сут. При этом получен приток безводной нефти в количестве 19 т/сут.The well development period was 2 days. An inflow of anhydrous oil in the amount of 19 tons / day was obtained.
Скважина запущена в промышленную эксплуатацию с начальным дебитом 205 т/сут.The well was put into commercial operation with an initial production rate of 205 tons / day.
Промысловые испытания предложенной комплексной технологии, проведенные на других месторождениях показали, что сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов, особенно, на месторождениях, находящихся на поздней стадии эксплуатации, надо осуществлять в первую очередь на стадии бурения (первичное вскрытие), а затем при перфорации и вызове притока флюида.Field tests of the proposed integrated technology carried out at other fields have shown that the reservoir properties of the reservoirs, especially at the fields at the late stage of operation, should be maintained primarily at the drilling stage (primary opening), and then during perforation and inflow fluid.
Проведенные испытания показали, что, приняв за основу вышеуказанную комплексную технологию, заканчивание скважин по предлагаемому способу позволяет не только сохранить коллекторские свойства продуктивного пласта, но и обеспечить надежную изоляцию водонефтяных горизонтов при бурении скважины и цементировании эксплуатационной колонны.The tests showed that, taking the above-mentioned integrated technology as the basis, well completion by the proposed method allows not only to preserve the reservoir properties of the reservoir, but also to provide reliable isolation of oil-water horizons during well drilling and cementing the production string.
Так как фильтрационная корка, состоящая из бентонитовых глин и полидисперсных карбонатных частиц, имеет проницаемость намного ниже проницаемости горных пород, то в результате вскрытия продуктивного пласта по предлагаемому способу заканчивания скважин повышается эффективность при последующей соляно-кислотной обработке пласта за счет более полного растворения мела в продуктивных коллекторах при меньшем расходе кислоты.Since the filter cake, consisting of bentonite clays and polydisperse carbonate particles, has a permeability much lower than rock permeability, as a result of opening the reservoir using the proposed method of well completion, the efficiency during subsequent hydrochloric acid treatment of the reservoir increases due to more complete dissolution of chalk in the productive collectors with less acid consumption.
При использовании стабильных буровых растворов, закачиваемых по предлагаемому способу, наблюдается уменьшение отрицательного влияния бурового фильтрата на проницаемость продуктивного пласта, потому что фильтрат содержит ингибирующие добавки, которые снижают набухание и диспергирование глинистых материалов коллектора.When using stable drilling fluids injected by the proposed method, there is a decrease in the negative effect of the drilling filtrate on the permeability of the reservoir, because the filtrate contains inhibitory additives that reduce the swelling and dispersion of the clay materials of the reservoir.
Характеристики параметров буровых растворов, которые используются в предлагаемом способе заканчивания скважин, представлены в табл.1.Characteristics of the parameters of drilling fluids that are used in the proposed method of completion are presented in table 1.
Из данных табл.1 видно, что в предлагаемом способе используемые буровые растворы более стабильны и имеют лучшие основные параметры, чем буровые растворы, используемые в прототипе.From the data of table 1 it can be seen that in the proposed method, the used drilling fluids are more stable and have better basic parameters than the drilling fluids used in the prototype.
Методика приготовления стабильных буровых растворов, которые используются в предлагаемом способе, состоит в следующем.The method of preparation of stable drilling fluids that are used in the proposed method consists in the following.
При перемешивании в воду для создания щелочной среды (рН 8-10) вводится щелочь. Затем к водно-щелочному раствору при перемешивании добавляют порошкообразную карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ-600), конденсированную сульфит спиртовую барду (КССБ) и пеногаситель. По готовности раствора в него добавляют порошкообразный мел и минеральную соль, в качестве которой используют хлористый кальций или хлористый калий. Раствор вновь перемешивают и добавляют порошкообразный сульфанол или другие вышеуказанные ПАВ. Проводят замеры параметров раствора: плотность - весовым методом, условную вязкость по прибору ПВ-5, фильтрацию по прибору ВМ-6.While stirring, alkali is introduced into the water to create an alkaline medium (pH 8-10). Then, powdered carboxymethyl cellulose (KMTs-600), condensed alcohol sulphite distillery distillate (KSSB) and antifoam are added to the aqueous-alkaline solution with stirring. When the solution is ready, powdered chalk and mineral salt are added to it, in which quality calcium chloride or potassium chloride is used. The solution was mixed again and powdered sulfanol or the other surfactants mentioned above were added. Measure the parameters of the solution: density — by the gravimetric method, conditional viscosity using the PV-5 device, and filtration using the VM-6 device.
В таблице 2 представлены используемые буровые растворы и их свойства по предлагаемому и известному способам. Из данных таблицы 2 видно, что используемые буровые растворы в предлагаемом способе являются более технологичными.Table 2 presents the used drilling fluids and their properties according to the proposed and known methods. From the data of table 2 it is seen that the used drilling fluids in the proposed method are more technological.
В составе №1 раствор обладает большой водоотдачей, состав не стабилен, в составе №5 раствор имеет не текучую вязкость.In composition No. 1, the solution has a high water loss, the composition is not stable, in composition No. 5, the solution has a non-flowing viscosity.
Пример 1. Карбонатный буровой раствор (меловой), который используется в предлагаемом способе на буровой готовят в гидромешалке, добавляя в воду анионный ПАВ: порошкообразный сульфанол или ЩСПК, или неионогенный дисольван-4411, или катионный ПАВ ИВВ-1 и щелочь, через эжекторное устройство добавляют КМЦ, КССБ и пеногаситель «Пента-465». Все перемешивают в течение 1-2 часов. Затем при перемешивании через эжекторное устройство добавляют мел и хлористый кальций. Смесь тщательно перемешивают до образования однородного раствора, замеряют параметры.Example 1. Carbonate drilling fluid (Cretaceous), which is used in the proposed method, is prepared in a water mixer by adding an anionic surfactant to the water: powdered sulfanol or ShchSPK, or nonionic disolvan-4411, or cationic surfactant IVV-1 and alkali, through an ejector device add KMTS, KSSB and antifoam Penta-465. All mixed for 1-2 hours. Then, chalk and calcium chloride are added through stirring through an ejector device. The mixture is thoroughly mixed until a homogeneous solution is formed, parameters are measured.
Для приготовления 1 м3 мелового раствора требуется воды 850-700 л, мела 150-300 кг, хлористого кальция 2-7 кг, КМЦ 5-7 кг, щелочи 0,5-1 кг, КССБ 5-10 кг, пеногасителя "Пента-465" 1,0-10 кг, ПАВ 0,1-0,3 кг (см. табл.1).To prepare 1 m 3 of chalk solution, 850-700 l of water, chalk of 150-300 kg, calcium chloride of 2-7 kg, CMC of 5-7 kg, alkali of 0.5-1 kg, KSSB of 5-10 kg, antifoam Penta are required -465 "1.0-10 kg, surfactant 0.1-0.3 kg (see table 1).
Пример 2. Глинистый буровой раствор по предложенному способу с растворимой твердой фазой на буровой готовят в гидромешалке, добавляя в воду щелочь, затем глинопорошок, при перемешивании в течение 1-2 часов. Затем при перемешивании через эжекторное устройство раствор обрабатывают реагентами-стабилизаторами: КМЦ, КССБ, утяжеляют карбонатом кальция (мелом) до требуемых значений плотности бурового раствора, затем добавляют хлористый калий, любой из вышеуказанных ПАВ.Example 2. Clay drilling mud according to the proposed method with a soluble solid phase at the drilling rig is prepared in a water mixer, adding alkali to the water, then clay powder, with stirring for 1-2 hours. Then, with stirring through an ejector device, the solution is treated with stabilizing agents: CMC, KSSB, weighted with calcium carbonate (chalk) to the required density of the drilling fluid, then potassium chloride, any of the above surfactants are added.
Смесь тщательно перемешивают до образования однородного раствора, замеряют параметры раствора.The mixture is thoroughly mixed until a homogeneous solution is formed, the parameters of the solution are measured.
Для приготовления 1 м3 5%-ного глинистого раствора с растворимой твердой фазой требуется: воды 800-650 л, мела 150-300 кг, хлористого калия 2-7 кг, КМЦ 5-7 кг, КССБ 5-10 кг, щелочи 0,5-1 кг, пеногасителя «Пента-465» 1-10 кг, ПАВ 0,1-0,3 кг (см. табл.1).To prepare 1 m 3 of a 5% clay solution with a soluble solid phase, water is required: 800-650 l, chalk 150-300 kg, potassium chloride 2-7 kg, CMC 5-7 kg, KSSB 5-10 kg, alkali 0 , 5-1 kg, defoamer Penta-465 1-10 kg, surfactant 0.1-0.3 kg (see table 1).
Пример 3. Пласт вскрывают с использованием оптимальной комплексной технологии бурения скважин на месторождениях, находящихся на поздней стадии эксплуатации. Бурение скважины проводят 3-шарошечными долотами 215,9 ТЗ-ГАУ R 40 без гидромониторных насадок с минимально допустимой производительностью буровых насосов в режиме: частота вращения ротора 55 об/мин; расход бурового раствора 25 л/с; ограниченная осевая нагрузка на долото 70 кН (обычно в 1,5 раза больше); ограниченная скорость спуска бурильного инструмента 0,7 м/с (для старой технологии характерна скорость спуска бурильного инструмента 3 м/с), механическая скорость бурения ограничивается 3 м/ч (для старой технологии характерна 5 м/ч).Example 3. The reservoir is opened using the optimal integrated technology for drilling wells in fields that are at a late stage of operation. Well drilling is carried out using 3-cone bits 215.9 TZ-GAU R 40 without hydromonitor nozzles with the minimum allowable productivity of mud pumps in the mode: rotor speed 55 rpm; drilling fluid flow rate 25 l / s; limited axial load on the bit 70 kN (usually 1.5 times more); limited speed of the lowering of the drilling tool 0.7 m / s (the old technology is characterized by the speed of the lowering of the drilling tool 3 m / s), the mechanical drilling speed is limited to 3 m / h (the old technology is typical 5 m / h).
Использование указанных выше долот обеспечивает уменьшение по сравнению со старой технологией в 2 раза числа рейсов (циклов: спуск-подъем бурильного инструмента).The use of the above bits provides a 2-fold reduction in the number of flights (cycles: lowering-raising of a drilling tool) compared to the old technology.
Бурение ведут с промежуточными промывками скважины при спуске бурильного инструмента через каждые 500 м пробуренной глубины с использованием бурового раствора состава, мас.%: КМЦ-600 0,5, КССБ 0,6, ПАВ ИВВ-1 0,02, мел 20,0, хлористый кальций 0,3, пеногаситель реагент «Пента-465» 0,2.Drilling is carried out with intermediate flushing of the well when lowering the drilling tool every 500 m of the drilled depth using a drilling fluid composition, wt.%: KMTs-600 0.5, KSSB 0.6, surfactant IVV-1 0.02, chalk 20.0 , calcium chloride 0.3, antifoam reagent Penta-465 0.2.
В результате применения щадящего режима бурения наблюдается наименьшая деформация пород в призабойной зоне пласта и снижение образования мелких трещин.As a result of applying the gentle drilling regime, the smallest deformation of the rocks in the bottom-hole zone of the formation and a decrease in the formation of small cracks are observed.
В результате бурения с использованием оптимальной комплексной технологии бурения уменьшается величина гидродинамического давления на пласт, обеспечивается пуск бурового насоса с минимально возможной производительностью при вращающемся бурильном инструменте, промежуточными промывками, ограничение по интервалам глубин скорости подъема и спуска инструмента.As a result of drilling using the optimal integrated drilling technology, the hydrodynamic pressure on the formation is reduced, the mud pump is launched with the lowest possible productivity with a rotating drilling tool, intermediate flushing, limitation on the intervals of the depths of the speed of lifting and lowering the tool.
Затем производят цементирование эксплутационной колонны с использованием реагентов-пластификаторов и понизителей водоотдачи цементных растворов.Then, the production string is cemented using plasticizing reagents and fluid loss reducers of cement mortars.
Перфорацию скважины осуществляют кумулятивным перфоратором ПК-105 с плотностью перфорации 20 отверстий на 1 м, при этом использовалась специальная жидкость на основе хлористого кальция и неионогенного ПАВ.Well perforation is carried out by a cumulative perforator PK-105 with a perforation density of 20 holes per 1 m, using a special fluid based on calcium chloride and nonionic surfactant.
Вызов притока флюида осуществляют с помощью компрессора.The call of fluid flow is carried out using a compressor.
Срок освоения скважины составил 42 ч. При этом получен приток безводной нефти в количестве 21 т/сут.The well development period was 42 hours. An inflow of anhydrous oil in the amount of 21 tons per day was obtained.
Скважина запущена в промышленную эксплуатацию с начальным дебитом 218 т/сут.The well was put into commercial operation with an initial flow rate of 218 tons / day.
В результате применения предложенного способа заканчивания скважин, в основу которого положено использование оптимальной комплексной технологии бурения скважин на месторождениях, находящихся на поздней стадии эксплуатации: она включает ограничение скорости спуска бурильного инструмента от 3 до 0,7 м/с по интервалам глубин, ограничение осевой нагрузки и механической скорости бурения, обеспечение минимального числа рейсов, для чего используют наиболее производительные долота без гидромониторных насадок с минимально допустимой производительностью буровых насосов, осуществление промежуточных промывок скважин при спуске бурильного инструмента через каждые 500 м, а также использование в качестве флотореагента в буровом растворе реагент «Пента-465» повышается эффективность при последующей соляно-кислотной обработке для декольматации забойных противопесочных фильтров. При этом происходит более полное растворение мела при меньшем расходе кислоты во время обработки. Это происходит вследствие того, что находящийся в составе ПАВ тормозит реакцию кислоты с мелом, образуя при этом адсорбционные слои на частицах мела и глины. Это дает возможность составу проникать в самые маленькие поры и каналы.As a result of the application of the proposed method of well completion, which is based on the use of the optimal integrated technology for drilling wells in fields that are at a late stage of operation: it includes limiting the speed of descent of a drilling tool from 3 to 0.7 m / s in depth intervals, limiting axial load and mechanical drilling speed, ensuring a minimum number of flights, for which they use the most productive bits without hydraulic nozzles with the minimum allowable production clusive mud pumps, the intermediate washes wells during the descent of the drilling tool every 500 m, and used as "Penta-465" flotation reagent reagent in the drilling fluid increases the efficiency in the subsequent hydrochloric acid treatment decolmatation for downhole sand-control filter. In this case, a more complete dissolution of the chalk occurs with a lower consumption of acid during processing. This is due to the fact that the surfactant in the composition inhibits the reaction of acid with chalk, while forming adsorption layers on the particles of chalk and clay. This allows the composition to penetrate into the smallest pores and channels.
Эффективность при последующей кислотной обработке увеличивается при совместном присутствии в составе ПАВ, КМЦ и КССБ, которые образуют более прочные адсорбционные защитные оболочки на частицах мела и глины. Применение реагента «Пента-465» уменьшает количество пены, которая всегда образуется при использовании различных типов ПАВ.The effectiveness of subsequent acid treatment increases with the joint presence in the composition of surfactants, CMCs and KSSB, which form stronger adsorption protective shells on the particles of chalk and clay. The use of Penta-465 reagent reduces the amount of foam that always forms when using various types of surfactants.
Исследования показали, что по предлагаемому способу буровые меловые растворы или карбонатно-глинистые растворы практически не снижают проницаемости призабойной зоны после соляно-кислотной обработки.Studies have shown that according to the proposed method, drilling chalk solutions or carbonate-clay solutions practically do not reduce the permeability of the bottomhole zone after hydrochloric acid treatment.
Применение оптимальной комплексной технологии с использованием вышеуказанного ингибированного бурового раствора в предлагаемом способе заканчивания скважин позволит снизить кольматацию призабойной зоны, повысить эффективность при последующей соляно-кислотной обработке пласта за счет более полного растворения мела в продуктивных коллекторах при меньшем расходе кислоты, сохранить коллекторские свойства пласта за счет уменьшения сил поверхностного натяжения на границе раздела фаз «фильтрат бурового раствора - нефть, насыщающая коллектор».The use of the optimal integrated technology using the aforementioned inhibited drilling fluid in the proposed method of well completion will reduce the mudding of the bottomhole zone, increase the efficiency of the subsequent hydrochloric acid treatment of the formation due to more complete dissolution of the chalk in the productive reservoirs with lower acid consumption, and preserve the reservoir properties of the formation due to reduction of surface tension forces at the phase boundary “mud filtrate - oil saturating lecturer. "
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004124310/03A RU2280752C2 (en) | 2004-08-09 | 2004-08-09 | Well completion method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004124310/03A RU2280752C2 (en) | 2004-08-09 | 2004-08-09 | Well completion method |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2004124310A RU2004124310A (en) | 2006-01-27 |
| RU2280752C2 true RU2280752C2 (en) | 2006-07-27 |
Family
ID=36047498
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004124310/03A RU2280752C2 (en) | 2004-08-09 | 2004-08-09 | Well completion method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2280752C2 (en) |
-
2004
- 2004-08-09 RU RU2004124310/03A patent/RU2280752C2/en not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2004124310A (en) | 2006-01-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP0616660B1 (en) | Method of propagating a hydraulic fracture using fluid loss control particulates | |
| EP1027396B1 (en) | Drilling and cementing through shallow waterflows | |
| US7549474B2 (en) | Servicing a wellbore with an aqueous based fluid comprising a clay inhibitor | |
| EP2190942B1 (en) | Methods of using colloidal silica based gels | |
| US7334639B2 (en) | In-situ solidification of invert emulsion fluids to form gas tight annular barrier | |
| EA006086B1 (en) | Method for completing injection wells | |
| NO963722L (en) | Foamable drilling fluid and methods for use in drilling operations | |
| WO1998036151A1 (en) | Aphron-containing well drilling and servicing fluids | |
| EA026696B1 (en) | Method of removing filter cake at low temperature (embodiments) | |
| US3409093A (en) | Method of drilling wells | |
| US7124822B2 (en) | Foamed completion fluids and methods | |
| US5309997A (en) | Well fluid for in-situ borehole repair | |
| RU2280752C2 (en) | Well completion method | |
| RU2540767C1 (en) | Method for colmatage removal from bottomhole formation zone upon first opening to restore permeability and porosity of header | |
| CN106639933B (en) | The processing method of the height drilling fluid of block containing saline bed | |
| US11535786B2 (en) | Methods for wellbore strengthening | |
| RU2137906C1 (en) | Method of preparing wells to cementation | |
| RU2146690C1 (en) | Method of well drilling | |
| US7137459B1 (en) | Silicate drilling fluid and method of drilling a well therewith | |
| US11879089B1 (en) | Lost circulation material package with tailored particle size distribution | |
| RU2304698C1 (en) | Method of treating bottom zone of formation | |
| RU2249089C1 (en) | Well drilling method | |
| Gallus et al. | Use of Chemicals to Maintain Clear Water for Drilling | |
| RU2156859C2 (en) | Well completion method | |
| RU2232258C2 (en) | Method for well cementation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090810 |