RU1798481C - Способ борьбы с поглощением бурового раствора при вскрытии поглощающего горизонта - Google Patents

Abstract

Использование: нефт на , газова  промышленность . Сущность изобретени : про- мывают забой скважины буровым раствором/Перед вскрытием поглощающего горизонта со скоростью не более 1 м/с повышают водоотдачу (обезвоживают) бурового раствора на водной основе до значени  10-20 см3/30 мин. При,использовании бурового раствора на нефт ной основе его замен ют . Состав бурового раствора, мае. % от объема, например вода 60, Ма2СОз 0,5; NaOH 1, КМЦ 0,7; барит 150. в зкость 300 с, плотность 1,84 г/см3. В буровой раствор ввод т олеофильный агент в количестве 5- 15 % от его объема. В качестве олеофильного агента (ОА) используют полиэтилен высокого давлени  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 кольматаци  склонных к поглощению бурового раствора участков ствола скважины.После бурени  1 м осуществл ют повторную проработку ствол а скважины, удал   наружную корку во избежании прихвата . Последовательность вскрыти  поглощающего горизонта с кольматацией пласта, содержащего углеводороды, продолжают до проектной отметки. 3 з. п. ф-лы.

Description

Изобретение относитс  к нефт ной, газовой отрасл м промышленности.

Целью изобретени   вл етс  предотвращение поглощени  бурового раствора за счет улучшени  кольматаций поглощающего горизонта, содержащего в пласте углеводороды .

Реализаци  предложенного способа при бурении газоконденсатных скважин позволит значительно, сократить расходы на промывочные жидкости вызванные поглощением ,

Поставленна  цель достигаетс  тем, что способ борьбы с поглощением бурового раствора при вскрытии поглощающего горизонта , включающий промывку забо  сква- жины буровым раствором, введение олеофильного агента, перед вскрытием поглощающего горизонта повышают водоотдачу бурового, раствора на водной основе до значени  10-20 см3/30 мин, а введение олеофильного агента осуществл ют в буровой раствор в количестве 5-15 % от его объема, в качестве олеофильного агента используют

XI

О 00 4 00

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

Основной проблемой при бурении рыхлых пористых и трещиноватых пород, содержащих газообразные углеводороды,  вл ютс  катастрофическое поглощение бурового раствора сопровождающее газопро влением .

Дл  предотвращени  поглощени  необходимо образование на поверхности образующегос  ствола в процессе бурени  прочного непроницаемого кольматацион- ного сло , преп тствующего поглощению промывочной жидкости в процессе бурени . В св зи с чем в промывочную жидкость ввод т олеофильный набухающий дисперсный материал, способный при проникновении в пласт набухать и забивать все поры и трещины. При этом набухание должно происходить только при взаимодействии с углеводородами содержащимис  в пласте. В противном случае могут образоватьс  сгустки (тромбы) в заколонном пространстве, что затруднит циркул цию раствора, работу штуцерной батареи и сделает скважину неуправл емой . Поэтому перед вскрытием, склонных к поглощению углеводородсодер- жащих горизонтов, буровой раствор замен ют на новый если в нем имелись жидкие углеводороды, или бур т на имеющимс , при отсутствии таковых, исключа  ввод жидких углеводородов в процессе вскрыти , чтобы реакци  с олеофильно набухающим дисперсным веществом не произошла в стволе скважины.

Это достигаетс  следующим образом.

Проникающа  в пласт промывочна  жидкость должна образовывать плотные пробки, за счет быстрого обезвоживани , имеющие высокую механическую прочность ,

Обезвоживание раствора происходит за счет повышени  водоотдачи 10-20 см3/30 мин. Водоотдача 10-20 см /30 мин определена исход  из того, что при значении более 20 см3/30 мин происходит столь быстрое обезвоживание раствора с образованием рыхлой, толстой корки, котора  преп тствует прохождению в пласт раствора на рассто нии не более 5-15 см.

При водоотдаче менее 10 см3/30 мин из-за медленного обезвоживани  раствора неспособствующего образованию корки в стволе, раствор практически полностью уходит через керн, проницаемостью пор дка 1000 млдс, что на практике приводит к катастрофическому поглощению. На основании

этого водоотдача бурового раствора дл  высокопористых , высокопроницаемых коллекторов определена в пределах 10-20 см3/30 мин.

Дл  того, чтобы образующиес  внутри пласта в призабойной зоне пробки стали обладать повышенной герметичностью они должны иметь способность набухать.в углеводородной среде. В св зи с чем в буровой

раствор ввод т олеофильно набухающие дисперсные материалы - асфальтены, полиэтилен высокого давлени  низкой плотности и др. В водной среде бурового раствора они не способны к набуханию,

 вл ютс  инертными, эта их способность позвол ет довести концентрацию наполнител  до 15 %, что не возможно дл  обычно примен емых наполнителей;

Концентраци  олеофильно набухающего дисперсного материала выбрана исход  из того, что при концентрации более 15 % по весу от объема раствора при плотности бурового раствора более 2 г/см3 раствор становитс  нетекучим.

При концентрации наполнител  менее 5 % эффективность кольматации трещиноватого пласта коллектора незначительна , на что указывает повышенна  проницаемость керна после выдержки его в буровом

растворе и конденсате. Проницаемость равн лась 500 млдс., при исходной 950 млдс., оптимальной концентрацией олеофильного коллоида  вл етс  5-12 % по весу от объема раствора.

Изобретение осуществл етс  следующим образом.

Перед вскрытием поглощающих горизонтов циркулирующий буровой раствор замен ют на новый, не содержащий жидкие

углеводороды. Состав раствора следующий мае. % от объема: вода 60, №2СОзО,5; NaOH 1: КМЦ 0,7; барит 150. Параметры раствора: в зкость 300 г, плотность 1,84 г/см3, вода- отдача 14 см3/30 мин.

В данный раствор ввод т олеофильно набухающий дисперсный материал - асфальтены (продукт переработки нефти) в KOJ личестве 10 % по весу от объема.

Олеофильный агент используют размером части 0,02-2,0 мм.

На данном растворе осуществл ют вскрытие рифового газоконденсатора горизонта со скоростью до 1 м/ч. Скорость зада- етс  дл  того, чтобы при вскрытии очередного интервала разреза произошло взаимодействие компонентов бурового раствора с флюидом горизонта с образованием плотной непроницаемой кольматационной зоны за врем  заданное скоростью бурени .

При вскрытии поглощающего горизонта происходит образовани  пробки на стенках скважины за счет быстрого обезвоживани  бурового раствора с водоотдачей 14 см3/30 мин. Так как пласт насыщен угле- водородным флюидом, образующа с  пробка в пласте, содержаща  асфальтены фракции 0,02-2,0 мм в количестве 10 %, за счет взаимодействи  с флюидом, приобретает повышенную герметичность за счет на- бухани  асфальтенов в углеводородной среде. Происходит кольматаци  склонных к поглощению бурового раствора участков ствола скважины.

После бурени  1 м осуществл ют по- вторную проработку ствола скважины, с целью удалени  наружной корки, во избежани  возможного прихвата.

В данной последовательности продолжают вскрытие, склонных к поглощению го- ризонтов, до проектной отметки, т. е, в процессе бурени  происходит кольматаци  пласта содержащего углеводороды в наиболее проницаемых, склонных к поглощению, участках. Единственным ограничением предложенного способа борьбы с поглощением бурового раствора  вл етс  исключение ввода в буровой раствор жидких углеводородов, но асфальтены, полиэтилен

и др. сами по себе  вл ютс  твердыми смазками наподобие графита, нефти.

Фор мул а и з-обретени 

Claims (4)

1 .Способ борьбы с поглощением бурового раствора при вскрытии поглощающего горизонта, включающий промывку забо  скважины буровым раствором, введение олеофильного агента, от л и ч а ю щ и и с   тем, что, с целью предотвращени  поглощени  бурового раствора за счет улучшени  кольматации горизонта, содержащего в пласте углеводороды, перед вскрытием поглощающего горизонта повышают водоотдачу бурового раствора на водной основе до значени  10-20 см /30 мин, а введение олеофильного агента осуществл ют в буровой раствор в количестве 5-15 % от его объема.

2. Способ по.п. 1, отличающийс  тем, что в качестве олеофильного агента используют полиэтилен высокого давлени  низкой плотности или асфальтены.

3. Способ по п. 2, о т л и ч а ю щи и с   тем, что олеофильный агент используют с размером Частиц 0.02-2,0 мм.

4. Способ по п. 1, о т л и ч а ю щ и и с   тем, что вскрытие поглощающего горизонта осуществл ют со скоростью не более 1 м/с.