СПОСОБ БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ Российский патент 2000 года по МПК C09K7/02 

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к способам борьбы с поглощением бурового раствора в процессе строительства скважин.

Известен способ бурения скважин (см. книгу Шевалдина И.З. Естественные промывочные жидкости для бурения скважин. М.: Недра, 1964 г. с. 15-18) с использованием бурового раствора на водной основе для промывки забоя скважины, например естественных водных суспензий (ЕВС).

Использование указанного способа позволяет увеличить механическую скорость бурения, проходку на долото и, следовательно, приводит к уменьшению расхода долот и количества спускно-подъемных операций.

Однако бурение скважин с промывкой забоя с использованием ЕВС не исключает осыпание пород верейского и угленосного горизонтов, залегающих на месторождениях Татарстана соответственно на глубинах 800-900 и 1100-1200 м. Через двое-трое суток после их вскрытия в скважине образуются каверны диаметром до 0,8 м, вызывая опасность прихвата бурильного инструмента. При бурении поглощающих пластов приходится работать с постоянным пополнением бурового раствора часто без выхода циркуляций, что сопряжено с большими расходами жидкости на бурение.

Известен способ бурения скважин, включающий бурение с промывкой забоя скважины с использованием раствора на водной основе с последующим добавлением в него реагента с кольматирующими свойствами с целью предупреждения и изоляции поглощения бурового раствора (см. тот же источник, стр. 19, а также кн. Крылова В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах.- М.: Недра, 1980, с. 100, прототип).

При этом в качестве реагента с кольматирующими свойствами используют либо глинопорошок, либо другие порошкообразные материалы с целью увеличения закупоривающей способности раствора.

Глинистые растворы, приготовленные из глинопорошка, являются одним из наиболее распространенных видов буровых растворов, применяемых при бурении нефтяных и газовых скважин. Несмотря на прогрессивность технологии, они имеют и существенные отрицательные свойства, а именно не обладают достаточной стойкостью к агрессивному воздействию минерализованных пластовых вод, к влиянию частиц разбуренной породы; ухудшают при этом реологические и механические свойства раствора (повышается вязкость глинистого раствора, растет водоотдача, корка становится толстой, происходит коагуляция). Эти изменения качества глинистого раствора нередко являются причиной осложнений процесса строительства скважин, аварий и приводят к значительному снижению показателей бурения.

Использование закупоривающих реагентов-наполнителей в растворе типа опилка древесная, улюк и т.п. при турбинном способе бурения невозможно, т.к. приводит к осложнениям, вплоть до заклинивания вращающихся деталей турбобура. Это вызывает дополнительные спуско-подъемные операции для смены турбобура или производства операции по закачиванию в пласт раствора с закупоривающими свойствами через открытый конец бурильной колонны.

Целью настоящего изобретения является устранение указанных выше недостатков.

Поставленная цель достигается описываемым способом, включающим бурение с промывкой скважины с использованием растворов на водной основе с последующим добавлением в него реагента с кольматирующими свойствами.

Новым является то, что в качестве раствора с кольматирующими свойствами используют свежеприготовленную 4-5%-ной концентрации суспензию полисахарида, содержащую 0,3-0,5% каустической соды и 0,2-0,4% полимеризованного мономера диметилдиаллиламмонийхлорида (водорастворимого полиэлектролита катионного). Допускается добавление бентонитового глинопорошка в естественную водную суспензию.

Указанные выше отличительные признаки предлагаемого способа, по нашему мнению, соответствуют критерию "существенные отличия" изобретения, поскольку на дату подачи заявки из патентной, а также научно-технической литературы авторам неизвестны способы того же назначения и с такими же отличительными признаками.

Другим отличием заявляемого способа является то, что при бурении с использованием раствора с кольматирующими свойствами в компоновке низа бурильной колонны используют наддолотное кольматирующее устройство гидроструйного действия.

Кроме того, отличительные признаки заявленного способа не являются эквивалентными в сравнении со сходными признаками известных способов.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Скважину бурят до кровли поглощающего пласта с промывкой забоя растворами на водной основе, в частности ЕВС. Далее уточняют интервал залегания поглощающего пласта по прогнозным данным или используя информацию, полученную при бурении близкорасположенных скважин, и приготавливают расчетный объем суспензии полисахарида (картофельного или кукурузного крахмала) с использованием технологической емкости буровой установки или глиномешалки. Крахмал картофельный выпускается по ГОСТ 7699-98, а кукурузный крахмал по ГОСТ 7697-82 в виде порошка.

Для этого в глиномешалку заливают воду до покрытия валов и при перемешивании засыпают крахмал в количестве, необходимом для получения раствора, с условной вязкостью 20-35 сек по СПВ-5 из расчета 10-20 мешков крахмала на 1 м³. Затем в полученный раствор добавляют полимеризованный мономер диметилдиаллиламмонийхлорида (водорастворимого полиэлектролита катионного - ВПК) в количестве 0,2-0,4 мас.% от объема полученной суспензии. Туда же впоследствие, при необходимости, вводят расчетное количество каустической соды (до 0,3-05% концентрации) с целью ускорения распускания крахмала.

ВПК предохраняет крахмал от биологического разложения, т.е. играет роль бактерицида. Добавление его в раствор менее 0,2 мас.% от объема бурового раствора неэффективно, а более 0,4% - экономически нецелесообразно, ВПК не оказывает отрицательного влияния на реологические свойства бурового раствора, а также на его стабильность. ВПК по качеству соответствует требованиям ТУ 6-05-2009-86, выпускается отечественной промышленностью в виде жидкости. Он неограниченно растворим в воде, негорюч, невзрывоопасен, малотоксичен и не имеет неприятного запаха.

Перед переходом на бурение с промывкой забоя приготовленным раствором с кольматирующими свойствами низ бурового инструмента снабжают наддолотным кольматирующим устройством гидроструйного действия, например, приведенного в описании к патенту N 1750281, содержащее корпус с радиальными отверстиями, снабженными гидромониторными насадками. Далее скважину в интервале поглощающего пласта продолжают бурить с использованием свежеприготовленной суспензией крахмала. В процессе бурения по мере вскрытия поглощающего пласта суспензия крахмала попадает в поры и трещины пласта, частицы крахмала продолжают увеличиваться в объеме и закупоривают каналы, одновременно удерживая от вымывания естественные кольматанты, содержащиеся в проницаемом пласте. Эффект закупоривания усиливается за счет подачи суспензии крахмала из гидромониторных насадок кольматирующего устройства. После прохождения раствора через насадки при встрече струй у стенки ствола образуется вихрь с определенной частотой и периодом колебания, что способствует проталкиванию дисперсных частиц, в т.ч. крахмала, в глубь пласта, где и происходит полное разбухание крахмала. При этом содержащийся в растворе водорастворимый полиэлектролит обеспечивает сохранность крахмала от загнивания.

В процессе бурения может случиться так, что поглощающий пласт полностью не закупоривается. Тогда бурение прекращают, на устье перекрывают затрубное пространство и создают избыточное давление в скважине и в поглощающий пласт нагнетают концентрированную свежеприготовленную суспензию крахмала (допускается и бентонитового глинопорошка) в объеме до 7-10 м³, выдерживают ванну не менее трех часов, после чего возобновляют бурение.

Технично-экономическое преимущество предложения заключается в том, что использование его позволяет изолировать поглощающие пласты по мере их вскрытия без существенного снижения скорости бурения, отказаться от дорогостоящих изолирующих материалов и использования цементировочной техники.

Способ на дату подачи заявки испытан на скважине АО "Татнефть" N 19465 Павловская, результаты испытаний положительные.

Изобретение относится к области бурения нефтяных скважин, в частности к предупреждению и ликвидации поглощения бурового раствора в процессе строительства скважин. Технический результат - устранение осложнений процесса строительства скважин. Способ предусматривает бурение с промывкой скважины с использованием бурового раствора на водной основе с последующим добавлением в него наполнителя с кольматирующими свойствами. При этом в качестве такого раствора используют свежеприготовленную 4-5%-ной концентрации суспензию полисахарида, содержащую 0,3-0,5% каустической соды и полимеризованного мономера диметилдиаллиламмонийхлорида (полиэлектролита катионного-ВПК) в количестве 0,2-0,4% по массе от объема бурового раствора. Способ предусматривает также использование в компоновке бурильной колонны наддолотного кольматирующего устройства гидроструйного действия после перехода на бурение с использованием раствора с кольматирующими свойствами. 1 з.п.ф-лы.

1. Способ бурения скважины, включающий бурение с промывкой забоя скважины с применением раствора на водной основе с последующим добавлением в него наполнителя с кольматирующими свойствами, отличающийся тем, что в качестве раствора с добавлением наполнителя с кольматирующими свойствами используют свежеприготовленную 4 - 5%-ной концентрации суспензию полисахарида, содержащую 0,3 - 0,5% каустической соды и полимеризованного мономера диметилдиаллиламмонийхлорида (водорастворимого полиэлектролита катионного) в количестве 0,2 - 0,4% по массе от объема бурового раствора. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при переходе на бурение с использованием раствора с добавлением наполнителя с кольматирующими свойствами в компоновку низа бурильной колонны включают наддолотное кольматирующее устройство гидроструйного действия.