Способ борьбы с поглощением бурового раствора при вскрытии поглощающего горизонта Советский патент 1993 года по МПК E21B33/138 

Изобретение относится к нефтяной, газовой отраслям промышленности.

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

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

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

XI

О 00 4 00

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 бурового раствора сопровождающее газопроявлением.

Для предотвращения поглощения необходимо образование на поверхности образующегося ствола в процессе бурения прочного непроницаемого кольматацион- ного слоя, препятствующего поглощению промывочной жидкости в процессе бурения. В связи с чем в промывочную жидкость вводят 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 содержащимися в пласте. В противном случае могут образоваться сгустки (тромбы) в заколонном пространстве, что затруднит циркуляцию раствора, работу штуцерной батареи и сделает скважину неуправляемой. Поэтому перед вскрытием, склонных к поглощению углеводородсодер- 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 жидкость должна образовывать плотные пробки, за счет быстрого обезвоживания, имеющие высокую механическую прочность,

Обезвоживание раствора происходит за счет повышения водоотдачи 10-20 см3/30 мин. Водоотдача 10-20 см /30 мин определена исходя из того, что при значении более 20 см3/30 мин происходит столь быстрое обезвоживание раствора с образованием рыхлой, толстой корки, которая препятствует прохождению в пласт раствора на расстоянии не более 5-15 см.

При водоотдаче менее 10 см3/30 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 см3/30 мин.

Для того, чтобы образующиеся внутри пласта в призабойной 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/см3 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 концентрацией 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 мае. % от объема: вода 60, №2СОзО,5; NaOH 1: КМЦ 0,7; барит 150. Параметры раствора: вязкость 300 г, плотность 1,84 г/см3, вода- отдача 14 см3/30 мин.

В данный раствор вводят 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 осуществляют вскрытие рифового газоконденсатора горизонта со скоростью до 1 м/ч. Скорость зада- ется 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.

При вскрытии поглощающего горизонта происходит образования пробки на стенках скважины за счет быстрого обезвоживания бурового раствора с водоотдачей 14 см3/30 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 на- бухания асфальтенов в углеводородной среде. Происходит кольматация склонных к поглощению бурового раствора участков ствола скважины.

После бурения 1 м осуществляют по- вторную проработку ствола скважины, с целью удаления наружной корки, во избежания возможного прихвата.

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

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

Фор мул а и з-обретения

1 .Способ борьбы с поглощением бурового раствора при вскрытии поглощающего горизонта, включающий промывку забоя скважины буровым раствором, введение олеофильного агента, от л и ч а ю щ и и с я тем, что, с целью предотвращения поглощения бурового раствора за счет улучшения кольматации горизонта, содержащего в пласте углеводороды, перед вскрытием поглощающего 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 % от его объема.

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

3. Способ по п. 2, о т л и ч а ю щи и с я 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 я тем, что вскрытие поглощающего горизонта осуществляют со скоростью не более 1 м/с.

Использование: нефтяная, газовая промышленность. Сущность изобретения: 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 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.