RU2283418C2 - Method for primary productive bed penetration for oil and gas drilling - Google Patents

Abstract

FIELD: oil and gas production, particularly for flushing boreholes, for instance by use of exhaust air from motor.

SUBSTANCE: method involves performing mechanical well drilling with the use of aqueous fresh drilling mud to which additives are sequentially admixed. Active bentonite phase is added during mechanical drilling before productive bed penetration. Nitrilotrimethylphosphonic acid N(CH₂PO₃H₂)₃ is mixed with drilling mud after productive bed penetration and mechanical well extension operation termination. Synthetic polymeric agent, namely polyethylenoxide, is added to drilling mud after well bore reaming within productive rock interval. Then at least one well bore section is filled with chalk solution without plastering reagents.

EFFECT: provision of optimal productive bed penetration conditions.

1 ex

Description

Предлагаемое изобретение относится к области добычи нефти и газа и, в частности, к способам вскрытия продуктивных пластов.The present invention relates to the field of oil and gas production and, in particular, to methods for opening productive formations.

Известно большое число способов бурения скважин и первичного вскрытия продуктивных пластов для добычи нефти и газа [1-3]. Порядок бурения состоит из следующих операций: монтаж бурового оборудования; приготовление бурового раствора на основе пресных или минерализованных вод; спуск в скважину на колонне бурильных труб породоразрушающего инструмента (долота); разрушение долотом породы забоя; вынос разрушенной породы на дневную поверхность циркулирующим в скважине буровым раствором (буровой раствор нагнетается в бурильные трубы и возвращается в исходное положение, пройдя путь через породоразрушающий инструмент, а затем через пространство между бурильной колонной и стенками скважины).There are a large number of methods for drilling wells and the primary opening of productive formations for oil and gas [1-3]. The drilling procedure consists of the following operations: installation of drilling equipment; preparation of drilling mud based on fresh or saline water; descent into the well on a drill pipe string of rock cutting tool (chisel); destruction by a chisel of a face rock; the removal of the destroyed rock to the day surface by the drilling fluid circulating in the well (the drilling fluid is pumped into the drill pipes and returns to its original position, passing the path through the rock cutting tool, and then through the space between the drill string and the walls of the well).

Недостатки перечисленных способов связаны с тем, что они касаются лишь вариантов подачи в скважину разных типов промывочных жидкостей и не учитывают всего многообразия добавок в буровой раствор некоторых веществ, изменяющих его физико-химические свойства и улучшающих процессы строительства скважин.The disadvantages of the above methods are related to the fact that they relate only to the supply of different types of flushing fluids to the well and do not take into account the whole variety of additives in the drilling fluid of some substances that change its physicochemical properties and improve well construction processes.

В наиболее близком аналоге изобретения [4] в промывочную жидкость перед подачей ее в скважину на породоразрушающий инструмент вводят реагент-стабилизатор для сохранения у разбуриваемых пород их первоначальных естественных пластовых свойств. В качестве реагента-стабилизатора используют водорастворимые соли, например хлорид калия. Действие катионов калия основано на том, что разбуриваемые глинистые породы, частички которых имеют пластинчатую форму и электрические заряды, на ребрах положительные (в результате разрыва кристаллических решеток минералов), а на внутренней поверхности отрицательные (в результате неуравновешенности зарядов в кристаллической решетке минералов из-за изоморфного замещения), взаимодействуя с катионами калия, уравновешивают отрицательные заряды между чешуйками глин. Катионы калия тем самым устраняют дезинтегрирующие силы между частичками глин, а сами занимают достаточно мало места, что затрудняет проникновение туда молекул воды.In the closest analogue of the invention [4], a stabilizing reagent is introduced into the drilling fluid before it is fed into the well to the rock cutting tool to preserve their original natural formation properties in the drilled rocks. As a stabilizing reagent, water-soluble salts, for example potassium chloride, are used. The action of potassium cations is based on the fact that the drilled clay rocks, particles of which have a lamellar shape and electric charges, are positive on the edges (as a result of rupture of the crystal lattices of minerals) and negative on the inner surface (as a result of unbalanced charges in the crystal lattice of minerals isomorphic substitution), interacting with potassium cations, balance the negative charges between the clay flakes. Potassium cations thereby eliminate the disintegrating forces between the clay particles, and they themselves take up quite a bit of space, which complicates the penetration of water molecules there.

Недостатком способа, предложенного в прототипе [4], является отсутствие в процессе вскрытия продуктивного пласта некоторых операций. Это отсутствие не позволяет существенно ускорить и улучшить данный процесс.The disadvantage of the method proposed in the prototype [4] is the absence of some operations during the opening of the reservoir. This absence does not significantly accelerate and improve this process.

Основные требования к буровым растворам при вскрытии продуктивных пластов и заканчивании скважин креплением обсадными цементируемыми колоннами выражены в следующем: на этапе механического бурения свойства бурового раствора должны быть оптимальными для этого процесса; на этапе геофизических работ состояние стенок ствола скважины должно обеспечивать прохождение геофизических приборов по всей длине скважины; на этапе крепления ствола скважины цементированием глинистая корка (или другая) должна предотвращать гидроразрыв пластов давлением цементного столба и не допускать движение пластовых жидкостей по глинистой корке в созданной скважине; на всех вышеуказанных этапах корка на стенках скважины должна препятствовать проникновению составляющих бурового раствора в каналы продуктивного пласта; отрицательное влияние составляющих фильтрата бурового раствора на фильтрационные свойства продуктивного пласта должно стремиться к минимуму; время пребывания продуктивного пласта под влиянием фильтрата бурового и цементного растворов должно быть как можно меньше. Сочетание всех указанных в предыдущем абзаце требований в одном типе бурового раствора приводит к компромиссам, где ни одно из указанных требований не выражается в полной мере. Например, реагенты с повышенной адсорбционной и флокулирующей способностью, предназначенные для защиты стенок скважин от разрушения, одновременно сильно снижают показатели работы долот из-за сопутствующей им низкой мгновенной фильтрации составляющих буровых растворов через глинистые корки (возможно также из-за уплотнения глинистой корки непосредственно под рабочими органами долот и образования глинистого сальника на долоте). Например, синтетические полимерные реагенты эффективно снижают фильтрацию растворов через глинистые корки, но и сильно снижают стойкость опор (некоторых типов) долот из-за низкого теплообмена между долотом и буровым раствором (происходит уменьшение механической скорости бурения из-за низкой мгновенной фильтрации растворов в породы и ухудшения очистки забоя от выбуренной породы вследствие особенностей реологии буровых растворов, обработанных синтетическими полимерными реагентами). Например, низкая мгновенная фильтрация глинистых корок способствует прихвату компоновок бурильного инструмента под воздействием дифференциального давления.The main requirements for drilling fluids when opening productive formations and completing wells with cementing casing strings are expressed as follows: at the stage of mechanical drilling, the properties of the drilling fluid must be optimal for this process; at the stage of geophysical work, the condition of the walls of the wellbore must ensure the passage of geophysical instruments along the entire length of the well; at the stage of fixing the wellbore by cementing, the clay cake (or another) must prevent hydraulic fracturing by the pressure of the cement column and prevent the formation fluids from moving along the clay cake in the created well; at all the above stages, the crust on the walls of the well should prevent the penetration of the components of the drilling fluid into the channels of the reservoir; the negative effect of the components of the drilling fluid filtrate on the filtration properties of the reservoir should tend to a minimum; the residence time of the reservoir under the influence of the filtrate of drilling and cement solutions should be as short as possible. The combination of all the requirements specified in the previous paragraph in one type of drilling fluid leads to compromises, where none of these requirements is fully expressed. For example, reagents with increased adsorption and flocculating ability, designed to protect the walls of the wells from destruction, at the same time greatly reduce the performance of the bits due to the concomitant low instant filtration of the components of the drilling fluids through the clay crusts (possibly also due to the compaction of the clay crust directly under the workers bodies of bits and the formation of a clay omentum on a bit). For example, synthetic polymer reagents effectively reduce the filtration of solutions through clay peels, but also greatly reduce the stability of the supports (of certain types) of bits due to the low heat transfer between the bit and the drilling fluid (a decrease in the mechanical drilling speed due to the low instantaneous filtration of the solutions into the rocks and deterioration of bottom hole cleaning from cuttings due to the rheology of drilling fluids treated with synthetic polymer reagents). For example, low instantaneous filtering of clay crusts contributes to the sticking of drill tool configurations under differential pressure.

Целью предлагаемого изобретения является устранение указанных недостатков и создание способа первичного вскрытия продуктивных пластов при бурении на нефть и газ, сочетающего в себе последовательность процессов ввода в буровой раствор при бурении скважины дополнительных реагентов, а также последовательность однозначных действий, создающих оптимальные условия вскрытия продуктивного пласта при бурении и креплении скважины цементированием обсадных колонн.The aim of the invention is to eliminate these drawbacks and create a method of primary opening of productive formations when drilling for oil and gas, combining a sequence of processes for introducing additional reagents into the drilling fluid while drilling a well, as well as a sequence of unambiguous actions that create optimal conditions for opening the productive formation during drilling and fixing the well by cementing casing strings.

Техническим результатом является создание оптимальных условий первичного вскрытия продуктивных пластов при бурении на нефть и газ.The technical result is the creation of optimal conditions for the initial opening of productive formations when drilling for oil and gas.

В способе первичного вскрытия продуктивных пластов при бурении скважины на нефть и газ, содержащем механическое бурение скважины на водном пресном буровом растворе, в который последовательно вводят дополнительные реагенты, в указанный буровой раствор вводят реагенты: перед вскрытием продуктивного пласта при механическом бурении - активную бентонитовую фазу, после вскрытия продуктивного пласта и окончания механического углубления скважины - нитрилотриметилфосфоновую кислоту N(СН₂РО₃Н₂)₃, затем после калибровки ствола скважины в интервале продуктивных пород - синтетический полимерный реагент - полиэтиленоксид, а затем часть ствола или весь ствол скважины заполняют меловым раствором без «коркообразующих» реагентов.In the method of primary opening of productive formations when drilling a well for oil and gas, comprising mechanical drilling of a well in an aqueous fresh drilling fluid, in which additional reagents are sequentially introduced, reagents are introduced into said drilling fluid: before opening the productive stratum during mechanical drilling, an active bentonite phase, after completion fluids and the mechanical closure recess wells - atmp N (CH ₂ PO ₃ H _{2) 3,} then after calibration wellbore yn ervale productive breeds - synthetic polymeric reagent - polyethylene oxide, and then the barrel portion or the entire borehole is filled with a solution with no chalky "korkoobrazuyuschih" reagents.

Предлагаемая технология призвана сочетать высокую эффективность механического бурения скважины, обеспечивать высокие требования к фильтрационным свойствам глинистых корок при вскрытии продуктивного пласта, сокращать до минимума время пребывания продуктивного пласта под воздействием фильтрата бурового раствора, показывать хорошее качество крепления скважины цементированием. Решение достигается путем придания буровому раствору свойств, в максимальной степени отвечающих требованиям этапов строительства скважины (механическому бурению или геофизическим работам перед креплением, или креплению цементированием): а) если это этап механического углубления скважины, то свойства бурового раствора должны удовлетворять в большей степени условиям максимальной эффективности работы буровых долот; б) если это этап геофизических работ, то состояние стенок ствола скважины должно обеспечивать прохождение геофизических приборов во всех интервалах скважины на протяжении всего цикла геофизических работ; в) если это крепление цементированием, то глинистая корка должна предотвращать гидроразрыв пластов давлением цементного столба при цементировании (плотность используемых в строительстве скважин цементных растворов составляет 1,85÷1,92 г/см³, а закладываемый в проекты строительства скважин градиент гидроразрыва пород, как правило, равен 1,6÷1,7 г/см³), не допускать движение пластовых жидкостей по глинистой корке в законченной строительством скважине; г) и на всех этапах заканчивания скважины бурением глинистая корка на стенках скважины должна образовать мощный заслон проникновению составляющих бурового раствора в каналы продуктивных пластов.The proposed technology is designed to combine high efficiency of mechanical drilling of a well, to provide high requirements for the filtering properties of clay crusts when opening a productive formation, to minimize the residence time of a productive formation under the influence of a mud filtrate, to show good quality of cementing a well. The solution is achieved by giving the drilling fluid the properties that maximally meet the requirements of the stages of well construction (mechanical drilling or geophysical work before fixing, or cementing): a) if this is a stage of mechanical deepening of the well, then the properties of the drilling fluid must satisfy to a greater extent the conditions of maximum the performance of drill bits; b) if this is the stage of geophysical work, then the state of the walls of the wellbore should ensure the passage of geophysical instruments in all intervals of the well throughout the entire cycle of geophysical work; c) if this is cementing, then the clay crust should prevent hydraulic fracturing by the pressure of the cement column during cementing (the density of cement mortars used in the construction of wells is 1.85 ÷ 1.92 g / cm ³ , and the fracturing gradient laid down in the well construction projects, as a rule, equal to 1.6 ÷ 1.7 g / cm ³ ), to prevent the movement of formation fluids along the clay crust in a well completed in construction; d) and at all stages of completion of the well by drilling, the clay cake on the walls of the well should form a powerful barrier to the penetration of the components of the drilling fluid into the channels of the productive formations.

Перед тем как раскрыть процессы и действия предлагаемого способа, следует обратить внимание на существующее положение в теории и практике бурения и проектирования строительства скважин, которое имеет отношение к предмету описания. Для уменьшения проникновения компонентов бурового и цементного растворов в разбуриваемые пласты применяют бентонитовые порошки (обладающие достаточно большой ионообменной емкостью) и химические реагенты, которые уменьшают фильтрацию бурового раствора через глинистую корку на стенках скважин. Полностью предотвратить фильтрацию бурового раствора через глинистую корку не удается, поэтому с целью сокращения времени пребывания продуктивных горизонтов под воздействием бурового раствора, стараются сократить время работ, связанных с процессом механического бурения пластов продуктивного горизонта и нижезалегающих пород (применением долот повышенной стойкости и бурение указанных интервалов одним долблением за более короткий промежуток времени). Проектами строительства скважин и практикой бурения прочность глинистых корок и их сопротивление гидроразрыву не рассматриваются. В цикл работ от начала вскрытия долотом продуктивного горизонта до начала спуска в скважину эксплуатационной колонны, кроме работ по механическому бурению и работ, связанных с механическим бурением, также входят: а) геофизические работы по замеру характеристик ствола скважин и залегающих пород; б) спуск бурильного инструмента в наклонно-направленную скважину до интервала геофизических замеров, для обеспечения прохождения геофизических приборов до участка замеров (так как имеются проблемы с прохождением геофизических приборов по стволу наклонно-направленных скважин), а затем извлечение бурильного инструмента из скважины; в) сопутствующие спуско-подъемным операциям промывки ствола скважины буровым раствором; г) шаблонировка или проработка ствола скважины с целью удаления части глинистой корки со стенки ствола, которая образовалась за время геофизических работ (эта работа производится для обеспечения спуска эксплуатационной колонны до проектной глубины и обеспечения изоляции пластов друг от друга цементным камнем).Before revealing the processes and actions of the proposed method, attention should be paid to the existing situation in the theory and practice of drilling and designing well construction, which is related to the subject of the description. To reduce the penetration of drilling fluid and cement components into the drilled formations, bentonite powders (having a sufficiently large ion exchange capacity) and chemicals that reduce the filtration of the drilling fluid through the mud cake on the walls of the wells are used. It is not possible to completely prevent drilling fluid filtration through the clay crust, therefore, in order to reduce the residence time of productive horizons under the influence of the drilling fluid, they try to reduce the time associated with the mechanical drilling of productive horizon formations and underlying rocks (using increased resistance bits and drilling the indicated intervals with one chiselling for a shorter period of time). Well construction projects and drilling practices do not consider clay crust strength and their fracture resistance. The cycle of work from the beginning of the opening of the productive horizon with a chisel to the beginning of the launch of the production casing into the well, in addition to mechanical drilling and work related to mechanical drilling, also includes: a) geophysical work to measure the characteristics of the wellbore and underlying rocks; b) the descent of the drilling tool into the directional borehole to the interval of geophysical measurements, to ensure the passage of geophysical instruments to the measurement site (since there are problems with the passage of geophysical instruments along the borehole of directional wells), and then removing the drilling tool from the well; c) concomitant with hoisting operations flushing the wellbore with drilling fluid; d) the template or development of the wellbore in order to remove part of the clay cake from the wellbore wall, which was formed during the geophysical work (this work is carried out to ensure that the production string is lowered to the design depth and the layers are isolated from each other with a cement stone).

В предлагаемом далее способе вскрытия продуктивных пластов и заканчивания скважин бурением, кроме перечисления процессов, связанных с бурением скважины, важную роль играет их строгая последовательность исполнения.In the proposed method for opening productive formations and completing wells by drilling, in addition to listing the processes associated with drilling a well, their strict execution sequence plays an important role.

Основное требование к буровому раствору при механическом бурении - это ограничение ввода в него полимерных флокулирующих реагентов, так как избыток этих реагентов в растворе приведет к блокированию ионообменных процессов между частичками глин и добавляемыми в раствор реагентами. Это требование вполне согласуется с желанием повысить эффективность работы буровых долот.The main requirement for a drilling fluid during mechanical drilling is the restriction of introducing polymeric flocculating reagents into it, since an excess of these reagents in the solution will lead to blocking of ion-exchange processes between clay particles and the reagents added to the solution. This requirement is consistent with the desire to increase the efficiency of drill bits.

Для повышения качества вскрытия продуктивных пластов в буровой раствор вводится активная бентонитовая фаза. Благодаря своим малым размерам, активности к ионообменным процессам ввод бетонита в буровой раствор способствует упрочнению глинистой корки и снижению фильтрации бурового раствора через глинистую корку. Ввод бентонита приводит также к росту реологических показателей бурового раствора, в частности к росту статического напряжения сдвига, что уменьшает смываемость глинистой корки потоком бурового раствора и уменьшает динамическую фильтрацию фильтрата бурового раствора через глинистую корку. Для адаптации данного способа к существующему проекту на строительство конкретной скважины совместно с бентонитом в буровой раствор вводят реагенты-регуляторы фильтрационных свойств глинистых корок, которые оговорены проектом.To improve the quality of opening of reservoirs, an active bentonite phase is introduced into the drilling fluid. Due to its small size and activity towards ion-exchange processes, the introduction of concrete in the drilling mud strengthens the clay cake and reduces the filtration of the drilling mud through the clay cake. The introduction of bentonite also leads to an increase in the rheological parameters of the drilling fluid, in particular to an increase in the static shear stress, which reduces the washability of the mud cake by the mud flow and reduces the dynamic filtration of the mud filtrate through the mud cake. To adapt this method to an existing project for the construction of a specific well together with bentonite, reagents-regulators of the filtering properties of clay crusts, which are specified by the project, are introduced into the drilling fluid.

По окончании процесса механического бурения ствола скважины буровой раствор обрабатывается нитрилотриметилфосфоновой кислотой, что приводит к связыванию активных глин по ребрам чешуек через молекулы кислоты (происходит формирование связей между частичками минералов непосредственно в глинистой корке). Формула кислоты - N(СН₂РО₃Н₂)₃. Это, в свою очередь, приводит к стабилизации реологических показателей буровых растворов во времени, и что особенно важно, к упрочнению глинистой корки и снижению фильтрации через нее (происходит химическая реакция кислоты с положительно заряженными ионами и соответственно их блокировка, а также образуется довольно прочная связь чешуек глин через молекулы кислоты за счет разности зарядов поверхностей чешуек по ребрам и молекулярных цепей кислоты). Данная обработка приведет к резкому разграничению фаз, твердой глинистой корки и жидкой фазы бурового раствора, а отсутствие переходных зон между прочной глинистой коркой и жидким буровым раствором обеспечит полное замещение бурового раствора цементным при цементировании скважины и предотвратит циркуляцию пластовых жидкостей в пространстве между обсадной колонной и слагающими стенки скважины породами. Данная обработка приведет к упрочнению глинистой корки и стабилизации ее толщины во времени, что очень важно для прохождения геофизических приборов на протяжении всего цикла геофизических работ и сокращения потерь цементного раствора при цементировании.At the end of the mechanical drilling of the wellbore, the drilling fluid is treated with nitrilotrimethylphosphonic acid, which leads to the binding of active clays along the edges of the flakes through acid molecules (the formation of bonds between the particles of minerals directly in the clay crust). The acid formula is N (CH ₂ PO ₃ H ₂ ) ₃ . This, in turn, leads to stabilization of the rheological parameters of drilling fluids over time, and what is especially important, to hardening of the clay cake and a decrease in filtration through it (a chemical reaction of the acid with positively charged ions occurs and, accordingly, their blocking occurs, and a rather strong bond is formed clay flakes through acid molecules due to the difference in the charges of the surface of the flakes along the edges and the molecular chains of the acid). This treatment will lead to a sharp demarcation of the phases, hard clay cake and the liquid phase of the drilling fluid, and the absence of transition zones between the strong clay cake and the liquid drilling fluid will ensure complete replacement of the drilling fluid with cement during cementing of the well and prevent the circulation of formation fluids in the space between the casing string and the components well walls by rocks. This treatment will lead to hardening of the clay crust and stabilization of its thickness over time, which is very important for passing geophysical instruments throughout the entire cycle of geophysical work and reducing the loss of cement during cementing.

Далее ствол скважины в интервале продуктивных пластов (где особенно высоко требование к качеству крепления скважин цементированием) прорабатывается и калибруется (в компоновке низа бурильной колонны в обязательном порядке должен присутствовать калибрующий элемент, причем диаметры бурового долота и калибратора не должны сильно отличаться по размеру). Таким образом, толщина глинистой корки задается и механическим способом.Further, the wellbore in the interval of productive formations (where the quality requirements for cementing wells are especially high) is worked out and calibrated (a calibrating element must be present in the layout of the bottom of the drill string, and the diameters of the drill bit and calibrator should not vary greatly in size). Thus, the thickness of the clay crust is set mechanically.

Затем для придания глинистой корке эластичности и низкого коэффициента трения в буровой раствор добавляется синтетический полимерный реагент ПЭО (полиэтиленоксид). Этот реагент обладает высокой адсорбционной способностью в водных растворах и эффективно снижает фильтрацию через глинистые корки и, что очень важно в нашем случае, позволит производить спуско-подъемные операции геофизических приборов в открытом стволе наклонно-направленных скважин. Ограниченные по объему добавки этого реагента предотвратят проникновение его в каналы продуктивного пласта. В практике бурения этот реагент применяется для повышения реологических показателей буровых растворов при бурении в верхних осыпающихся породах.Then, to give the clay crust elasticity and a low coefficient of friction, a synthetic polymer reagent PEO (polyethylene oxide) is added to the drilling mud. This reagent has a high adsorption capacity in aqueous solutions and effectively reduces filtering through clay crusts and, which is very important in our case, will allow tripping operations of geophysical instruments in an open wellbore of directional wells. Limited in volume additives of this reagent will prevent its penetration into the channels of the reservoir. In drilling practice, this reagent is used to increase the rheological parameters of drilling fluids when drilling in upper crumbling rocks.

Последний этап подготовки ствола к геофизическим работам и креплению цементированием предусматривает стабилизацию во времени толщины глинистой корки в заданных пределах. Так как полностью ликвидировать рост толщины глинистой корки не удается, то часть ствола или полностью весь ствол скважины заполняется меловым раствором без "коркообразующих" добавок. Связующая активность частичек мела низка, поэтому смываемость меловой корки со стенок скважины потоком жидкости будет значительно выше по отношению к глинистой корке. Проникновение меловых частиц в поры продуктивного пласта через глинистую корку, образованную данным способом, исключается.The last stage in preparing the trunk for geophysical work and cementing involves stabilization of the thickness of the clay crust over time within specified limits. Since it is not possible to completely eliminate the increase in the thickness of the clay crust, part of the wellbore or the entire wellbore is filled with chalk solution without “crust-forming” additives. The binding activity of the chalk particles is low, so the washability of the chalk crust from the borehole walls with the fluid flow will be significantly higher with respect to the clay crust. Penetration of chalk particles into the pores of the reservoir through the clay crust formed by this method is excluded.

В итоге имеем корку на стенках скважины, представленную слоями, где слой глинистой корки предотвратит поступление в поры продуктивного пласта инородных масс, а меловая корка удалится потоком бурового раствора перед цементированием.As a result, we have a crust on the walls of the well, represented by layers, where a layer of clay crust will prevent foreign masses from entering the pores of the reservoir, and the chalk crust will be removed by the mud flow before cementing.

Для уменьшения влияния фильтрата бурового раствора на глинистые породы продуктивного пласта допускается применение в составе бурового раствора реагента, выраженного формулой КОН.To reduce the influence of drilling fluid filtrate on clayey rocks of the reservoir, it is allowed to use a reagent expressed in the KOH formula as part of the drilling fluid.

Данный способ предусматривает следующую последовательность работ при вскрытии продуктивного пласта и заканчивании скважины креплением: механическое бурение интервалов продуктивного пласта и нижезалегающих пород одним долблением; подъем бурильного инструмента над продуктивным пластом и проработка интервала продуктивного пласта компоновкой бурильного инструмента, включающей в себя наддолотный калибрующий элемент; извлечение бурильного инструмента из скважины; геофизические работы в открытом стволе; спуск в скважину обсадной колонны и ее цементирование.This method provides the following sequence of operations when opening the reservoir and completing the well with fastening: mechanical drilling of the intervals of the reservoir and underlying rocks with one drilling; raising the drilling tool above the reservoir and working out the interval of the reservoir by the layout of the boring tool, which includes an over-bit calibrating element; extracting a drilling tool from a well; open hole geophysical work; descent into the well of the casing and its cementing.

ПримерExample

В способе первичного вскрытия продуктивных пластов при бурении скважины на нефть сначала используют водный пресный буровой раствор состава, кг на 1 м³ бурового раствора: наработанная порода 80, глинопорошок ББМА 20, полимерная добавка унифлок 1, карбоксиметилцеллюлоза КМЦ 12, гидрофобизирующая кремнеорганическая жидкость ГКЖ 15, смазочная добавка СК-2000 10, вода 950. В указанный буровой раствор вводят реагенты: перед вскрытием продуктивного пласта при механическом бурении - активную бентонитовую фазу - глинопорошок ТБМА 10 кг на 1 м³ бурового раствора, после вскрытия продуктивного пласта и окончания механического углубления скважины - нитрилотриметилфосфоновую кислоту N(СН₂РО₃Н₂)₃ 0,03 кг на 1 м³ бурового раствора, затем после калибровки ствола скважины в интервале продуктивных пород - синтетический полимерный реагент - полиэтиленоксид 0,04 кг на 1 м³ бурового раствора, а затем весь ствол скважины заполняют меловым раствором без «коркообразующих» реагентов состава, кг на 1 м³ мелового раствора: кальцинированная сода 1, КМЦ 10, конденсированная сульфит-спиртовая барда КССБ 2, унифлок 2, мел МТД-2 100, СК-2000 10, вода 950.In the method of primary opening of productive formations when drilling a well for oil, first use an aqueous fresh drilling mud composition, kg per 1 m ^{3 of} drilling mud: produced rock 80, clay powder BBMA 20, polymer additive uniflock 1, carboxymethyl cellulose CMC 12, hydrophobizing silicone fluid GKZh 15, lubricant additive SC-2000 10 water 950. In said drilling fluid reactants are introduced: before opening of the producing formation by mechanical drilling - bentonite active phase - TBMA gel powder 10 kg per 1 m ³ of the drilling stretching ora, after opening the productive formation and the well recess mechanical closure - atmp N (CH ₂ PO ₃ H _{2) 3} 0.03 kg per 1 m ³ of mud, then after the calibration interval of the wellbore into productive breeds - synthetic polymeric reagent - polyethylene 0.04 kg per 1 m ^{3 of} drilling fluid, and then the entire wellbore is filled with chalk solution without “crust-forming” reagents, kg per 1 m ^{3 of} chalk solution: soda ash 1, CMC 10, condensed sulphite-alcohol bard KSSB 2, uniflock 2 m l MTD-2100, SC-2000 10 950 water.

Таким образом, предложенный способ имеет следующие преимущества:Thus, the proposed method has the following advantages:

- поддерживает качество глинистой корки в процессе механического углубления в продуктивные пласты на более высоком уровне по отношению к проектным требованиям из-за добавок бентонитовых порошков и однозначно меньшую динамическую фильтрацию из-за более высоких реологических характеристик предлагаемых буровых растворов (проведение спуско-подъемных операций бурильного инструмента при данном типе бурового раствора не предусматривается);- maintains the quality of the clay crust during the mechanical deepening into the productive formations at a higher level relative to the design requirements due to the addition of bentonite powders and clearly lower dynamic filtration due to the higher rheological characteristics of the proposed drilling fluids (hoisting operations of the drilling tool with this type of drilling fluid is not provided);

- учитывает влияние свойств реагентов для обработки буровых растворов на эффективность работы буровых долот и, в частности, направлен на сокращение времени механического бурения продуктивных пластов;- takes into account the influence of the properties of the reagents for processing drilling fluids on the performance of drill bits and, in particular, is aimed at reducing the time of mechanical drilling of productive formations;

- предотвращает уменьшение прочности стенок ствола скважины, вызванное диспергированием слагающих стенки глин, а также не допускает поглощения бурового или цементного растворов в породы скважины;- prevents the decrease in the strength of the walls of the borehole caused by the dispersion of the constituent walls of the clay, and also does not allow the absorption of drilling or cement mortars in the rock of the well;

- позволяет исключить из технологического цикла строительства скважин любые спуско-подъемные (не связанные с доставкой геофизических приборов к местам исследований в пологих и горизонтальных скважинах) операции с бурильным инструментом после окончания работ по углублению ствола, калибрования продуктивной зоны ствола и подъема долота на поверхность;- allows you to exclude from the technological cycle of well construction any tripping (not related to the delivery of geophysical instruments to the research sites in shallow and horizontal wells) operations with the drilling tool after completion of the work to deepen the bore, calibrate the productive zone of the bore and raise the bit to the surface;

- улучшает качество крепления скважин цементированием за счет более полного замещения бурового раствора цементньм;- improves the quality of well cementing due to more complete replacement of the drilling fluid with cement;

- повышает градиент гидроразрыва пород в процессе крепления скважин цементированием по отношению к существующему уровню;- increases the gradient of hydraulic fracturing in the process of cementing wells with respect to the existing level;

- позволяет сократить время спуско-подъемных операций геофизических приборов, спускаемых на кабеле, так как согласно единым нормам времени на геофизические работы, нормативное время указанных работ в открытом стволе в полтора раза меньше, чем при работе через бурильные трубы;- allows you to reduce the time of tripping operations of geophysical instruments, lowered by cable, since according to the unified norms of time for geophysical work, the standard time for these operations in the open hole is one and a half times less than when working through drill pipes;

- уменьшает время воздействия бурового раствора на продуктивные горизонты;- reduces the time of exposure of the drilling fluid to productive horizons;

- повышает экономическую эффективность процесса строительства и процесса эксплуатации скважин (сокращение потерь материалов, сокращение работ и времени работ в строительства скважин, повышение отдачи продуктивных сокращение работ по ликвидации межпластовых перетоков в эксплуатации скважин);- increases the economic efficiency of the construction process and the operation of wells (reduction of material losses, reduction of work and time of work in well construction, increased productivity of productive reduction in the elimination of inter-reservoir flows in well operations);

- увеличивает общую прочность конструкции скважин;- increases the overall strength of the design of wells;

- повышает отдачу углеводородов из продуктивных пластов.- increases the return of hydrocarbons from reservoirs.

ЛитератураLiterature

1. Авт. свид. №1323693. СССР. Способ бурения скважины в неустойчивых породах и устройство для его осуществления. (Класс 4 Е 21 В 21/00. Опубл. 15.07.87. Бюлл. изобр. №26) / Гей Б.А.1. Auth. testimonial. No. 1323693. THE USSR. A method of drilling a well in unstable rocks and a device for its implementation. (Class 4 Е 21 В 21/00. Publ. 15.07.87. Bull. Inventory No. 26) / Gay B.A.

2. Патент №2024729. РФ. Способ бурения скважин. (Класс 5 Е 21 В 21/00. Опубл. 15.12.94. Бюлл. изобр. №23) / Оспанов Ж.К., Либерман В.И., Джуламанов Б.Ж.2. Patent No. 2024729. RF The method of drilling wells. (Class 5 Е21 В 21/00. Publ. 15.12.94. Bull. Inventory No. 23) / Ospanov Zh.K., Liberman V.I., Dzhulamanov B.Zh.

3. Патент №2162135. РФ. Способ строительства нефтегазовой скважины (Класс 7 Е 21 В 21/01. Опубл. 20,01.2001. Бюлл. Изобр. №2) / Безродный Ю.Г., Глозман С.М., Акимова А.А.3. Patent No. 2162135. RF The method of construction of an oil and gas well (Class 7 E 21 B 21/01. Publ. 20.01.2001. Bull. Inventory No. 2) / Bezrodny Yu.G., Glozman S.M., Akimova A.A.

4. Патент №2163555. РФ. Способ бурения скважины. (Класс 7 Е 21 В 21/01. Опубл. 27.02.2001. Бюлл. изобр. №6) / Крысин Н.И., Опалев В.А.4. Patent No. 2163555. RF The method of drilling a well. (Class 7 Е 21 В 21/01. Published. February 27, 2001. Bull. Inventory No. 6) / Krysin N.I., Opalev V.A.

Claims (1)

Способ первичного вскрытия продуктивных пластов при бурении скважины на нефть и газ, содержащий механическое бурение скважины на водном пресном буровом растворе, в который последовательно вводят дополнительные реагенты, отличающийся тем, что в указанный буровой раствор вводят реагенты: перед вскрытием продуктивного пласта при механическом бурении - активную бентонитовую фазу, после вскрытия продуктивного пласта и окончания механического углубления скважины - нитрилотриметилфосфоновую кислоту N(СН₂РО₃Н₂)₃, затем - после калибровки ствола скважины в интервале продуктивных пород - синтетический полимерный реагент - полиэтиленоксид, а затем часть ствола или весь ствол скважины заполняют меловым раствором без «коркообразующих» реагентов.The method of primary opening of productive formations when drilling a well for oil and gas, comprising mechanical drilling of a well in an aqueous fresh drilling fluid, into which additional reagents are sequentially introduced, characterized in that the reagents are introduced into the specified drilling fluid: before opening the productive stratum during mechanical drilling - active bentonite phase after completion fluids and the mechanical closure recess wells - atmp N (CH ₂ PO ₃ H _{2) 3,} then - after calibration tvola wells ranging productive breeds - synthetic polymeric reagent - polyethylene oxide, and then the barrel portion or the entire borehole is filled with a solution with no chalky "korkoobrazuyuschih" reagents.