Способ бурения скважины

Способ бурения скважины

Реферат

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к способам предупреждения и ликвидации поглощений бурового раствора, газопроявлений, сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта в процессе строительства скважин.

Известен способ бурения скважины с промывкой забоя буровым раствором на водной основе с последующим добавлением в него наполнителя с кольматирующими свойствами, в качестве которого используется свежеприготовленная суспензия полисахарида, содержащая каустическую соду и полимеризованный диметилдиаллиламмонийхлорид. Способ предусматривает также использование в компоновке низа бурильного инструмента наддолотного кольматирующего устройства гидроструйного действия [1].

Этот способ может быть эффективен при бурении скважин на месторождениях Урало-Поволжья, где разрез представлен устойчивыми карбонатными породами, а промывка забоя осуществляется естественной водной суспензией. Однако этот способ не применим в условиях месторождений Западной Сибири, где разрез представлен малоустойчивыми глинистыми породами, вследствие чего бурение осуществляется глинистыми буровыми растворами.

Наиболее близким техническим решением к данному является способ бурения скважины, включающий бурение скважины с промывкой забоя глинистым буровым раствором с последующим добавлением в него наполнителя с кольматирующими свойствами с целью предупреждения и изоляции поглощений. При этом в качестве наполнителя с кольматирующими свойствами применяют, например, древесную стружку и опил, горох, рис, резиновую крошку, ореховую скорлупу, перлит, песок, кожу и другие материалы [2].

Этот способ эффективен при изоляции поглощающих пластов с большим раскрытием каналов и трещин, но недостаточно эффективен для изоляции мелкопористых гранулярных газопроявляющих и продуктивных пластов с перовыми каналами 10-120 мкм и поглощающих пластов с раскрытием трещин 0,3-3,0 мм, которыми представлены месторождения Западной Сибири. Этот недостаток обусловлен тем, что указанные наполнители имеют узкий крупноразмерный фракционный состав, частицы которого большей частью не проникают в поры и трещины, накапливаются в буровом растворе, ухудшают его свойства, прокачиваемость в циркуляционной системе, снижают показатели бурения. При этом значительная часть бурового раствора с такими наполнителями оказывается непригодной для дальнейшего бурения. Для изоляции зон осложнений приходится прерывать процесс бурения скважины на 1-5 суток, производить дорогостоящие изоляционные операции с использованием цементировочной техники, тампонажных цементов.

Целью изобретения является повышение эффективности изоляции поглощающих, газопроявляющих пластов, сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта, а также сохранение качества бурового раствора и возможности его дальнейшего использования.

Поставленная цель достигается тем, что в полимерглинистый буровой раствор в качестве наполнителя с кольматирующими свойствами вводят 1-10% от объема раствора доломитовую, или кварцевую, или мраморную муку, содержащую равномерно распределенные в ней порошкообразные мелкие частицы размером от 0,001 до 1 мм, при этом одновременно с промывкой забоя стенки скважины обрабатывают высоконапорной струей бурового раствора, содержащего указанный наполнитель с кольматирующими свойствами, для чего в компоновку низа бурового инструмента включают переводник с боковой гидромониторной насадкой.

Новизна способа заключается в том, что в полимерглинистый буровой раствор перед вскрытием проницаемых пород дополнительно вводят 1-10% от объема раствора доломитовую, или мраморную, или кварцевую муку с частицами разного фракционного состава, в процессе бурения одновременно с промывкой забоя стенки скважин обрабатывают высоконапорной струей бурового раствора, содержащего указанный наполнитель с кольматирующими свойствами, для чего в компоновку низа бурового инструмента включают наддолотный переводник с боковой гидромониторной насадкой.

Достижение поставленной цели изобретения обеспечивается:

- добавлением в полимерглинистый буровой раствор наполнителей с кольматирующими свойствами с частицами разного фракционного состава и сохранения при этом высоких технологических свойств раствора;

- созданием в поровых каналах, трещинах и на стенке скважин плотного кольматационного экрана разноразмерными частицами кольматанта за счет их заклинивания, создания изоляционного экрана;

- интенсификацией кольматации поровых каналов и трещин в процессе их вскрытия одновременной обработкой высоконапорной струей бурового раствора;

- восстановлением проницаемости нефтяного пласта и растворимостью наполнителей (мраморной и доломитовой муки) в кислотах при освоении продуктивного пласта.

Из существующего уровня техники нам не известен способ, включающий совокупность указанных выше действий, обеспечивающий достижение поставленной цели, что позволяет нам сделать вывод о соответствии предлагаемого технического решения критерию “изобретательский уровень”.

Минеральные наполнители с кольматирующими свойствами выпускаются отечественной промышленностью по ТУ-571526-002-45588031-01. Наполнители не растворимы в воде. Мраморная и доломитовая мука растворимы в кислотах, поэтому при их использовании возможно не только изоляция проницаемых пород, но и восстановление первоначальных свойств пласта кислотной обработкой при освоении. Обработка стенок скважины высоконапорной струей бурового раствора, содержащего указанный наполнитель, интенсифицирует кольматацию и изоляцию проницаемых пород.

В процессе бурения мелкая фракция наполнителя кольматирует преимущественно мелкопористые гранулярные газонефтеводоносные пласты, а средняя и крупная фракции кольматируют трещиноватые поглощающие пласты.

При добавлении этих наполнителей грубого и тонкого помола в полимерглинистый буровой раствор увеличивается плотность и вязкость растворов, уменьшается показатель фильтрации, а толщина корок и стабильность растворов практически не меняются, табл. 1.

Таблица 1
№пп	Состав раствора	Свойства раствора
плотность кг/м3	вязкость с	показатель фильтрации см3/30 мин	толщи-на корки, мм	стабильность %
1	Исходный полимергли-нистый раствор	1020	25	4.5	0,5	0
2	№1+1% мраморной муки	1030	28	4,4	0,5	0
3	№1+4% мраморной муки	1040	32	4,2	0,5	0
4	№1+10% мраморной муки	1095	45	3,7	0,5	0
5	№1+1% доломитовой муки	1030	28	4,4	0,5	0
6	№1+4% доломитовой муки	1040	33	4,2	0,5	0
7	№1+10% доломитовой муки	1097	38	3,7	0,5	0
8	№1+1% кварцевой муки	1030	28	4,4	0,5	0
9	№1+4% кварцевой муки	1040	31	4,1	0,5	0
10	№1+10% кварцевой муки	1095	35	3,7	0,5	0

Как видно из данных табл. 1, свойства бурового раствора изменяются в достаточно узком интервале показателей и отвечают технологическим требованиям по таким основным показателям, как плотность, вязкость, фильтрация и стабильность.

При необходимости в раствор могут быть введены реагенты, регулирующие реологические и триботехнические свойства.

Введение в раствор наполнителей менее одного процента не обеспечит необходимую изоляцию проницаемых пород, а добавление их в раствор более 10% приводит к существенному повышению плотности и вязкости раствора.

Способ осуществляется следующим образом.

Скважина, разрез которой представлен в верхней части малоустойчивыми глинистыми породами, бурится с промывкой забоя полимерглинистым буровым раствором. При этом раствор интенсивно нарабатывает глину. Чтобы обеспечить высокую скорость бурения, из раствора максимально удаляют твердую фазу, используя 4-ступенчатую систему очистки. Для бурения в нижней части разреза, представленного газопроявляющим, нефтяным и водоносным поглощающими буровой раствор пластами, перед вскрытием верхнего газоносного пласта в буровой раствор вводится 1-10% мраморной муки (или доломитовой, или кварцевой). В компоновку низа бурового инструмента над долотом устанавливают переводник с боковой гидромониторной насадкой. Дальнейшее углубление, промывка забоя, одновременно обработка стенок скважины гидромониторной высоконапорной струей и изоляция проницаемых газонефтеводоносных пластов осуществляется буровым раствором с наполнителем кольматирующего действия - мраморной мукой.

После перехода на бурение с промывкой забоя раствором с кольматирующими свойствами с одновременной обработкой стенок скважин высоконапорной струей раствора по мере вскрытия газопроявляющий, нефте- и водоносный пласты с гранулярными мелкопористыми коллекторами кольматируются преимущественно мелкой фракцией наполнителя. При этом в стенке скважин образуется кольматационный экран, а на поверхности стенок формируется малопроницаемая фильтрационная корка.

Результаты определения проницаемости фильтрационных корок бурового раствора без наполнителя и с ними, сформировавшихся на фильтре прибора ВМ-6, представлены в табл.2.

Таблица 2
№пп	Буровой раствор	Объем профильтровавшейся воды, см3/30 мин	Коэффициент проницаемости корки. К·104, мкм2	Снижение проницаемости корок,%
1	Полимерглинистый раствор	6,5	5,52	-
2	№1+4% доломитовой муки	3,1	2,63	52,0
3	№1+4% мраморной муки	3,0	2,54	54,0
4	№1+4% кварцевой муки	2,7	2,29	59,0

Из данных табл. 2 видно, что при введении в буровой раствор наполнителя с кольматирующими свойствами проницаемость фильтрационной корки снижается более чем в 2 раза.

Исследования влияния растворов с наполнителем на фильтрационно-емкостные свойства, на кольматацию, декольматацию, восстановление проницаемости пород проведены на установке моделирования нарушений эксплуатационных качеств пласта FFES-655 канадской фирмы “Coretest” с использованием керна продуктивных пластов месторождений Западной Сибири. Результаты исследований представлены в табл. 3.

Таблица 3
№пп	Буровой раствор	Коэффициент проницаемости керна К·103, мкм2	Коэффициент восстановления проницаемости керна,%
		До воздействия бурового раствора	После воздействия бурового раствора
1	Полимерглинистый	14,5	5,1	35,1
2	№1+4% доломитовой муки	1,02	0,63	61,5
3	№2+4% мраморной муки	22,57	16,16	71,6
4	№3+4% кварцевой муки	23,93	16,71	69,9

По результатам исследования фильтрации бурового раствора через керны песчаника видно, что при введении наполнителей снижается проницаемость кольматационной зоны, что свидетельствует об эффективной защите и изоляции проницаемой породы. Вместе с тем, при фильтрации керосина из “пласта в скважину” почти вдвое возрастает коэффициент восстановления проницаемости породы, следовательно, при использовании этих наполнителей повышается качество вскрытия продуктивных пластов.

При воздействии 10%-ной соляной кислоты на фильтрационные корки, образованные из бурового раствора с добавками заявляемых наполнителей, в течение 7-25 минут они разрыхляются, уменьшаются в объеме, теряют свои изолирующие свойства и отделяются от фильтра, табл.4.

Таблица 4
№	Буровой раствор	Продолжительность реакции, мин	Уменьшение веса корки,%	Состояние корки после реакции
1	Полимерглинистый	30	8,5	Без внешних изменений
2	№1+4% мраморной муки	25	67,5	Рыхлая, несвязанная, отделяется от фильтра
3	№1+4% доломитовой муки	7	44,2	Рыхлая, несвязанная, отделяется от фильтра

Следовательно, кислотная обработка скважины позволит восстановить проницаемость стенок скважин, обеспечить качественное освоение и высокий дебит нефти (газа).

Таким образом, по мере вскрытия с одновременной обработкой стенок скважины гидромониторной струей газопроявляющий, нефте- и водоносные пласты с гранулярными мелкопористыми породами более эффективно кольматируются буровыми растворами, содержащими указанные наполнители, с образованием менее проницаемой корки, с большим коэффициентом восстановления проницаемости продуктивных пластов при освоении, в том числе после кислотной обработки скважины.

При бурении в интервалах крупнопористых, кавернозных или трещиноватых пластов часть бурового раствора поглощается, образуя малоподвижный плотный экран за счет заклинивания в каналах поглощающего пласта крупнозернистой фракции наполнителя и снижения подвижности бурового раствора. В процессе обработки стенок скважины высоконапорной струей бурового раствора частицы наполнителя с большой скоростью попадают в поры и трещины, что повышает эффект заклинивания и кольматации, образования изоляционного экрана.

Известно, что по размеру гранулированные частицы, способные заклиниваться и образовывать перемычки (пробки) в поровых каналах и трещинах, должны быть не менее чем в 3 раза меньше последних. С учетом этого предлагаемые наполнители способны кольматировать поры и трещины с размерами от нескольких микрон до 3 мм.

Пример конкретного выполнения

Строительство скважин на Тальниковом нефтегазовом месторождении Западной Сибири осложнено наличием в разрезе высокопроницаемых газопроявляющих пластов и трещиноватых поглощающих пород коры выветривания, непосредственно подстилающих продуктивный нефтяной пласт. Из-за газопроявлений содержание газа в буровом растворе достигает 12%, интенсивность поглощений составляет 5-30 м³/ч и более при средней раскрытости трещин от 0,6 до 3,1 мм. Число поглощающих участков изменяется от 4 до 22. Изоляция поглощающих пластов с использованием в качестве наполнителя древесного опила ухудшает свойства бурового раствора и часто оказывается безрезультатной из-за того, что опил не проникает в поры и трещины, накапливается на стенке скважин. Для повышения эффективности изоляции поглощений проводятся изоляционные операции с использованием цементировочной техники, тампонажных цементов. Однако это требует больших затрат времени и материалов.

Способ бурения испытан при строительстве скважины 24 куста Тальникового месторождения. До кровли газопроявляющего пласта скважина бурилась с промывкой забоя полимерглинистым раствором плотностью 1050 г/см³. С целью предупреждения газопроявлений и поглощений в буровой раствор ввели 4% доломитовой муки. Бурение скважины в интервале газопроявляющего, продуктивного, нефтеносного и поглощающего водоносного пластов вели с промывкой забоя буровым раствором, содержащим наполнитель с кольматирующими свойствами. Одновременно в процессе промывки стенки скважины обрабатывались высоконапорной струей этого раствора при скорости истечения 74 м/с. Способ позволил предупредить и изолировать газопроявления, поглощения бурового раствора, по мере их вскрытия, без существенного ухудшения свойств раствора, снижения скорости бурения и коллекторских свойств нефтяного пласта. Буровой раствор сохранил технологические свойства и был использован при бурении следующей скважины куста. Не потребовалось проведения дорогостоящей изоляционной операции с использованием цементировочной техники и тампонажных материалов. Скважина была успешно освоена и пущена в эксплуатацию с дебитом нефти выше, чем по проекту и соседним скважинам, пробуренным по базовой технологии с использованием полимерглинистого раствора без добавок наполнителя с кольматирующими свойствами.

Следовательно, поставленная цель изобретения достигнута.

Источники информации

1. Патент №2146690, C 09 К 7/02, 1998 г. Способ бурения скважины. Галеев Р.Г., Катеев И.С., Катеев Р.И., Шакиров А.Н., Федоров В.А.

2. Крылов В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. - М.: Недра, 1980 (прототип).

Способ бурения скважины, включающий бурение с промывкой забоя скважины полимерглинистым буровым раствором с последующим добавлением в него наполнителя с кольматирующими свойствами, отличающийся тем, что в буровой раствор в качестве наполнителя с кольматирующими свойствами вводят 1-10% от объема раствора доломитовую, или кварцевую, или мраморную муку, содержащую равномерно распределенные в ней порошкообразные частицы размером от 0,001 до 1 мм, при этом одновременно с промывкой забоя стенки скважины обрабатывают высоконапорной струей бурового раствора, содержащего указанный наполнитель с кольматирующими свойствами, для чего в компоновку низа бурового инструмента включают переводник с боковой гидромониторной насадкой.