СПОСОБ УПРОЧНЕНИЯ СТЕНКИ СКВАЖИНЫ ПРИ БУРЕНИИ Российский патент 2000 года по МПК E21B33/138 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов во время их первичного вскрытия.

В настоящее время одной из причин снижения дебитов вновь пробуренных скважин является загрязнение пласта, связанное в частности с неуправляемым проникновением в призабойную зону пласта фильтратов промывочной жидкости и цементного раствора, что приводит к образованию устойчивых водонефтяных эмульсий и нерастворимых осадков солей, блокирующих проницаемые интервалы.

Существуют различные способы уменьшения зоны проникновения фильтрата, в частности созданием прочного, незначительного по толщине кольматационного экрана в приствольной зоне пласта непосредственно в момент вскрытия проницаемого пласта.

Известен способ снижения проницаемости пластов обработкой проницаемой стенки скважины гидромониторными струями глинистого раствора при бурении при скорости истечения жидкости 60 - 120 м/с (SU, а.с. N 819306, E 21 В 33/138, 07.04.1981).

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому изобретению является технология упрочнения стенки скважины при бурении на стадии первичного вскрытия продуктивных пластов с кольматацией их гидромониторными струями глинистых растворов при требуемой скорости истечения промывочной жидкости (RU, патент N 2024729, E 21 В 33/138, 15.12.1994). Согласно этому патенту способ упрочнения стенки скважины при бурении заключается в обработке стенки скважины струей промывочной жидкости, истекающей из боковой насадки кольматационного переводника и содержащей мелкодисперсную фракцию.

Общим недостатком этих способов являются невысокие гидроизолирующие характеристики формируемого в прискважинной зоне кольматационного слоя при значительной глубине проникновения фильтрата.

Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является разработка технологии упрочнения стенки скважины при бурении за счет повышение эффективности изоляции проницаемых пластов в момент их первичного вскрытия. Технический результат заключается в том, что стенка скважины обрабатывается гидромониторными струями промывочной жидкости, содержащей в своем составе мелкодисперсный гидрофобный материал, в результате чего увеличивается естественная степень гидрофобности поверхности пор коллектора. Это приводит к повышению капиллярных давлений на разделе вода-нефть и создает дополнительные сопротивления оттеснению нефти вглубь пласта под действием избыточного давления промывочной жидкости.

Для достижения указанного выше технического результата в способе упрочнения стенки скважины при бурении, включающем обработку стенки скважины струей промывочной жидкости, истекающей из боковой насадки кольматационного переводника и содержащей мелкодисперсную фракцию, в качестве которой применяют мелкодисперсный гидрофобный материал с размерами частиц от 0,1 до 100 мкм, который подают к поверхностному слою стенки скважины при вскрытии продуктивного пласта со скоростью 70 - 80 м/с, при этом концентрацию мелкодисперсного гидрофобного материала выбирают из диапазона (мас.%) от 0,02 до 0,03.

Причем в качестве мелкодисперсного гидрофобного материала возможно применяют вспученный графит, или белую сажу, или аэросил, или тальк, или перлит, а мелкодисперсный гидрофобный материал перед подачей в промывочную жидкость перемешивают с нефтью и поверхностно-активным веществом-ПАВ в следующем соотношении (мас.%):
Мелкодисперсный гидрофобный материал - 0,02 - 0,03
Нефть - 10
ПАВ - 0,01
Промывочная жидкость - Остальное
На чертеже изображена установка для обработки пласта мелкодисперсным гидрофобным материалом во время первичного вскрытия.

Настоящее изобретение поясняется конкретным примером выполнения, который, однако, не является единственно возможным, но наглядно демонстрирует возможность достижения данной совокупностью признаков заданного технического результата.

Обработка продуктивного разреза в момент вскрытия производится путем воздействия на стенки скважины струи промывочной жидкости, содержащей мелкодисперсный гидрофобный материал, вытекающий из боковой насадки кольматационного переводника со скоростью 70 - 80 м/с. Граничные величины начальной скорости проникновения гидрофобного материала в поверхностный слой стенки скважины обусловлены глубиной их проникновения и, как следствие, эффективностью упрочнения стенки скважины и экономичностью процесса.

При этом гидрофобный материал, проникая в поры нефтенасыщенного проницаемого пласта, создает условия для образования на стенке скважины прочного, незначительного по глубине гидрофобного кольматационного слоя, что препятствует проникновению фильтратов промывочной жидкости и цементного раствора на дальнейших этапах возведения скважины. Кроме того, гидрофобные частицы размером от 0,1 до 100 мкм, адсорбируясь на поверхности глинистых материалов коллектора, образуют гидрофобный барьер, препятствующий их контактированию с фильтратами и снижают степень их гидратации. В качестве мелкодисперсного гидрофобного материала используют материал, изготовленный по патенту РФ N 2089499, или вспученный графит, или белую сажу, или аэросил, или тальк, или перлит.

Равномерное распределение мелкодисперсного порошкообразного гидрофобного материала по всему объему раствора достигается предварительным перемешиванием его в нефти с небольшим количеством промывочной жидкости и добавлением поверхностно-активного вещества - ПАВ, например неонола. Приготовленная таким образом концентрированная суспензия вводится насосом в нагнетательную линию буровой установки при вскрытии продуктивного разреза.

Рецептура промывочной жидкости, ее параметры и концентрация материала подбирают в каждом конкретном случае индивидуально, в зависимости от ожидаемой коллекторской характеристики вскрываемого разреза, эффективной мощности пластов, наличия промытых и водонасыщеных зон.

В качестве устройства реализации способа упрочнения стенки скважины при бурении может служить установка (см. чертеж), содержащая смесительную камеру 1, в которую подают вместе с промывочной жидкостью в строго определенном соотношении мелкодисперсный порошкообразный гидрофобный материал, ПАВ и нефть из нефтевоза 2. Перед подачей мелкодисперсного гидрофобного материала в промывочную жидкость его перемешивают с нефтью и ПАВ в следующем соотношении, мас.%:
Мелкодисперсный гидрофобный материал - 0,02 - 0,03
Нефть - 10
ПАВ - 0,01
Промывочная жидкость - Остальное
В качестве мелкодисперсного гидрофобного материала в состав введен перлит, а в качестве поверхностно-активного вещества - неонол.

В смесительной камере 1 компоненты интенсивно перемешиваются, после чего полученная таким образом суспензия посредством насоса 3, например цементировочного агрегата, подается в нагнетательную линию 4, в которую по трубопроводу 5 подается глинистый раствор.

Глинистый раствор, обработанный суспензией на основе мелкодисперсного порошкообразного гидрофобного материала, ПАВ и нефти, поступает в буровой инструмент 6, далее - в кольмататор 7, установленный после долота 8 по ходу движения инструмента при бурении скважины.

Результаты обработки поверхностного слоя стенки скважины в процессе первичного вскрытия продуктивного пласта приведены в таблице.

Из таблицы следует, что в результате применения мелкодисперсного гидрофобного материала при первичном вскрытии продуктивных пластов показатели, касающиеся проницаемости, продуктивности и нефтеотдачи пласта, выше, чем аналогичные показатели базовых скважин.

Изобретение соответствует условию "промышленная применимость", поскольку осуществимо при использовании существующих средств производства с применением известных технологий.

Способ относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов во время их первичного скрытия. В способе упрочнения стенки скважины при бурении, включающем обработку стенки скважины струей промывочной жидкости, истекающей из боковой насадки кольматационного переводника и содержащей мелкодисперсную фракцию, в качестве последней применяют мелкодисперсный гидрофобный материал - МГМ с размерами частиц 0,1 - 100 мкм, который подают к поверхностному слою стенки скважины при вскрытии продуктивного пласта со скоростью 70 - 80 м/с, при его концентрации 0,02 - 0,03 мас.%. Причем в качестве МГМ может быть применен вспученный графит, или белая сажа, или аэросил, или перлит, а МГМ перед подачей его в промывочную жидкость перемешивают с нефтью и поверхностно-активным веществом - ПАВ в следующем соотношении, мас.%: МГМ 0,02 - 0,03; нефть 10; ПАВ 0,01; промывочная жидкость остальное. Техническим результатом является разработка технологии упрочнения стенки скважины при бурении за счет повышения эффективности изоляции проницаемых пластов в момент их первичного вскрытия. 2 з.п.ф-лы, 1 ил., 1 табл.

1. Способ упрочнения стенки скважины при бурении, включающий обработку стенки скважины струей промывочной жидкости, истекающей из боковой насадки кольматационного переводника и содержащей мелкодисперсную фракцию, отличающийся тем, что в качестве мелкодисперсной фракции применяют мелкодисперсный гидрофобный материал с размерами частиц 0,1 - 100 мкм, который подают к поверхностному слою стенки скважины при вскрытии продуктивного пласта со скоростью 70 - 80 м/с, при этом концентрацию мелкодисперсного гидрофобного материала выбирают из диапазона 0,02 - 0,03 мас.%. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве мелкодисперсного гидрофобного материала возможно применяют вспученный графит, или белую сажу, или аэросил, или тальк, или перлит. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что мелкодисперсный гидрофобный материал перед подачей в промывочную жидкость перемешивают с нефтью и поверхностно-активным веществом - ПАВ в следующем соотношении, мас.%:
Мелкодисперсный гидрофобный материал - 0,02 - 0,03
Нефть - 10
ПАВ - 0,01
Промывочная жидкость - Остальное