Способ борьбы с поглощением бурового раствора при вскрытии поглощающего горизонта

 

Использование: нефтяная, газовая промышленность . Сущность изобретения: промывают забой скважины буровым раствором/Перед вскрытием поглощающего горизонта со скоростью не более 1 м/с повышают водоотдачу (обезвоживают) бурового раствора на водной основе до значения 10-20 см3/30 мин. При,использовании бурового раствора на нефтяной основе его заменяют . Состав бурового раствора, мае. % от объема, например вода 60, Ма2СОз 0,5; NaOH 1, КМЦ 0,7; барит 150. вязкость 300 с, плотность 1,84 г/см3. В буровой раствор вводят олеофильный агент в количестве 5- 15 % от его объема. В качестве олеофильного агента (ОА) используют полиэтилен высокого давления низкой плотности или асфальтены. Размер частиц ОА 0,02-2.0 мм. ОА обезвоженного бурового раствора взаимодействует с углеводородами пласта поглощающего горизонта и набухает. Происходит кольматация склонных к поглощению бурового раствора участков ствола скважины.После бурения 1 м осуществляют повторную проработку ствол а скважины, удаляя наружную корку во избежании прихвата . Последовательность вскрытия поглощающего горизонта с кольматацией пласта, содержащего углеводороды, продолжают до проектной отметки. 3 з. п. ф-лы.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (я)5 Е 21 B 33/138

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕ

ВЕДОМСТВО СССР (ГОСПАТЕНТ СССР) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4862598/03 (22) 29.08;90 (46) 28.02.93. Бюл, N 8 (71) Ташкентский политехнический институт им. А.P.Áèðóíè (72) И.И.Климашкин и Л,А,Сорокин (56) Белоусов Г.А., Анкарский И,С. и Суриков

О,А. Использование тампонирующих смесей для ликвидации поглощений бурового раствора. Серия "Бурение", М.: ВНИИОЭНГ, 1979., Патент США N 3629102, кл. 252-85, 21,12.71.

Патент США N. 3724564, кл. 175-72, 3.04.73, (54) СПОСОБ БОРЬБЫ С ПОГЛОЩЕНИЕМ

БУРОВОГО РАСТВОРА ПРИ ВСКРЫТИИ

ПОГЛОЩАЮЩЕГО ГОРИЗОНТА (57) Использование: нефтяная, газовая промышленность, Сущность изобретения: промывают забой скважины буровым раствором. Перед вскрытием поглощающего горизонта со скоростью не более 1 м/с повышают водоотдачу (обезвоживают) буроИзобретение относится к нефтяной, гаэовой отраслям промышленности.

Целью изобретения является предотвращение поглощения бурового раствора за счет улучшения кольматации поглощающего горизонта, содержащего в пласте углеводороды.

Реализация предложенного способа при бурении газоконденсатных скважин позволит значительно. сократить расходы на промывочные жидкости вызванные поглощением, ! Ы 1798481 А1 вого раствора на водной основе до значения

10-20 см /30 мин, Прииспользовании буроз ваго раствора на нефтяной основе его заменяют. Состав бурового раствора, мас, от объема, например вода 60, йа2СОз 0,5;

NaOH 1, КМЦ 0,7; барит 150, вязкость 300 с, плотность 1,84 г/см, В буровой раствор вводят олеофильный агент в количестве 515 от его объема, В качестве олеофильного агента (OA) используют полиэтилен высокого давления низкой плотности или асфальтены, Размер частиц ОА 0,02-2.0 мм.

ОА обезвоженного бурового раствора взаимодействует с углеводородами пласта поглощающего горизонта и набухает.

Происходит кольматация склонных к поглощению бурового раствора участков ствола скважины, После бурения 1 м осуществляют повторную проработку ствола скважины, удаляя наружную корку во избежании прихвата. Последовательность вскрытия погло-. щающего горизонта с кольматацией пласта„ содержащего углеводороды, продолжают до проектной отметки. 3 э. и, ф-лы.

Поставленная цель достигается тем, что способ борьбы с поглощением бурового раствора при вскрытии поглощающего горизонта, включающий промывку забоя скважины буровым раствором. введение олеофильного агента, перед вскрытием поглощающего горизонта повышают водоотдачу бурового, раствора на водной основе до значения 10 — 20 см /30 мин, а введение олез офильного агента осуществляют в буровой раствор в количестве 5-15 от его объема, в качестве олеофильного агента используют

1798481 полиэтилен высокого давления низкой плотности или асфальтены, олеофильный агент используют с размером частиц 0,02-2,0 мм, вскрытие поглощающего горизонта осуществляют со скоростью не более 1 м/ч.

Основной проблемой при бурении рыхлых пористых и трещиноватых пород, содержащих газообразные углеводороды, являются катастрофическое поглощение буроаого раствора сопровождающее газопроявлением.

Для предотвращения поглощения необходимо образование на поверхности образующегося ствола в процессе бурения прочного непроницаемого кольматацион- 15 ного слоя, препятствующего поглощению промывочной жидкости в процессе бурения. В связи с чем в промывочную жидкость вводят олеофильный набухающий дисперсный материал, способный при проникнове- 20 нии в пласт набухать и забивать все поры и трещины, При этом набухание должно происходить только при взаимодействии с углеводородами содержащимися в пласте. В противном случае могут образоваться сгуст- 25 ки (тромбы) в заколонном пространстве, что затруднит циркуляцию раствора, работу штуцерной батареи и сделает скважину неуправляемой. Поэтому перед вскрытием, склонных к поглощению углеводородсодер- 3О жащих горизонтов, буровой раствор заменяют на новый если в нем имелись жидкие углеводороды, или бурят на имеющимся, при отсутствии таковых, исключая ввод жидких углеводородов в процессе вскрытия, чтобы реакция .с олеофильно набухающим дисперсным веществом не произошла в . стволе скважины, Это достигается следующим образом.

Проникающая в пласт промывочная 40 жидкость должна образовывать плотные пробки, за счет быстрого обезво>кивания, имеюьцие высокую механическую прочность, Обезво>кивание раствора происходит 45 за счет повышения водоотдачи 10-20 смз/30 мин. Водоо-дача t0-20 см /30 мин определена исходя из того, что при значении более

20 см /30 мин происходит столь быстрое обезвоживание раствора с образованием 50 рыхлой, толстой корки. которая препятствует прохождению в пласт раствора на расстоянии не более 5-15 см.

При водоотдаче менее 10 см /30 мин из-за медленного обезвоживания раствора неспособствующего образованию корки в стволе, раствор практически полностью уходит через керн, проницаемостью порядка

1000 млдс, что на практике приводит к катастрофическому поглощению. На основании этого водоотдача бурового раствора для высокопористых; высокопроницаемых коллекторов определена в пределах 10-20 см /30 мин, Для того, чтобы образующиеся внутри пласта в приэабойной зоне пробки стали обладать повышенной герметичностью они должны иметь способность набухать в углеводородной среде, В связи с чем в буровой раствор вводят олеофильно набухающие дисперсные материалы — асфальтены, полиэтилен высокого давления низкой плотности и др. В водной среде бурового раствора они не способны к набуханию, являются инертными, эта их способность позволяет довести концентрацию наполнителя до 15, что не возможно для обычно применяемых наполнителей;

Концентрация олеофильно набухающего дисперсного материала выбрана исходя из того, что при концентрации более 15 по весу от объема раствора при плотности бурового раствора более 2 г/см раствор становится нетекучим.

При концентрации наполнителя менее

5 эффективность кольматации трещиноватого пласта коллектора незначительная, на что указывает повышенная проницаемость керна после выдержки его в буровом растворе и конденсате. Проницаемость равнялась 500 млдс„при исходной 950 млдс,. оптимальной концентрацйей олеофильного коллоида является 5-12 / по весу от объема

Раствора, Изобретение осуществляется следующим образом, Перед вскрытием поглощающих горизонтов циркулирующий буровой раствор заменяют на новый, не содержащий жидкие углеводороды. Состав раствора следующий мас. от объема: вода бО, NazCOg 0,5; NaOH

1: КМЦ 0,7; барит 150. Параметры раствора: вязкость 300 г; плотность 1,84 г/см, водаотдача 14 см /30 мин.

В данный раствор вводят олеофильно набухающий дисперсный материал — асфальтены (продукт переработки нефти) в ко- личестве 10 по весу от объема.

Олеофильный агент используют размером части 0,02 — 2,0 мм, На данном растворе осуществляют вскрытие рифового газоконденсатора горизонта со скоростью до 1 м/ч, Скорость задается для того, чтобы при вскрытии очередного интервала разреза произошло взаимодействие компонентов бурового раствора с флюидом горизонта с образованием плотной непроницаемой кольматационной зоны за время заданное скоростью бурения, 1798481 и др. сами по себе являются твердыми смазками наподобие графита, нефти, . Составитель Л.Сорокон

Техред М.Моргентал . Корректор С.Юско

Редактор З.Ходакова

Заказ 758 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035. Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", r. Ужгород, ул.Гагарина, 101

При вскрытии поглощающего горизонта происходит образования пробки на стенках скважины за счет быстрого обезвоживания бурового раствора с водоотдачей

14 см /30 мин, Так как пласт насыщен угле. водородным флюидом, образующаяся пробка в пласте, содержащая асфальтены фракции 0,02-2,0 мм в количестве 10, за счет взаимодействия с флюидом, приобретает повышенную герметичность за счет набухания асфальтенов в углеводородной среде. Происходит кольматация склонных к поглощению бурового раствора участков ствола скважины, После бурения 1 м осуществляют повторную проработку ствола скважины; с целью удаления наружной корки, во избежания возможного прихвата.

В данной последовательности продолжают вскрытие, склонных к поглощению горизонтов, до проектной отметки, т. е. в процессе бурения происходит кольматация пласта содержащего углеводороды в наиболее проницаемых, склонных к поглощению, участках. Единствейным ограничением предложенного способа борьбы с поглощением бурового раствора является исключение ввода в буровой раствор жидких углеводородов, но асфальтены, полиэтилен

Ф о р м у л:а и з о б р е т" е н и я

1. Способ борьбы с поглощением бурового раствора при вскрытии поглощающего горизонта, включающий промывку забоя скважины буровым раствором, введение

10 олеофильного агента, отличающийся тем, что, с целью предотвращения поглощения бурового раствора за счет улучшения кольматации горизонта. содержащего в пласте углеводороды, перед вскрытием погло15 щающего горизонта. повышают водоотдачу бурового раствора на водной основе до значения 10-20 см /30 мин. а введение олеофильного агента осуществляют в буровой раствор в количестве 5 — 15 $ or его обьема, 20 2, Способ по.п. 1, о т л и ч à ю шийся тем, что в качестве олеофильного агента используют полиэтилен высокого давления низкой плотности или асфальтены.

3, Способ по и; 2, отличающийся

25 тем, что олеофильный агент используют с

: размером частиц 0,02 — 2,0 мм.

4.:Способ по Il. 1, отличающийся тем, что вскрытйе поглощающего горизонта. осуществляют со скоростью не более 1 м/с,