Способ первичного вскрытия продуктивных пластов при бурении на нефть и газ

Предлагаемое изобретение относится к области добычи нефти и газа и, в частности, к способам первичного вскрытия продуктивных пластов. Техническим результатом является создание оптимальных условий первичного вскрытия продуктивных пластов при бурении на нефть и газ. В способе первичного вскрытия продуктивных пластов при бурении скважины на нефть и газ, содержащем механическое бурение скважины на водном пресном буровом растворе, в который последовательно вводят дополнительные реагенты, в указанный буровой раствор вводят реагенты: перед вскрытием продуктивного пласта при механическом бурении - активную бентонитовую фазу, после вскрытия продуктивного пласта и окончания механического углубления скважины - нитрилотриметилфосфоновую кислоту N(СН₂РО₃Н₂)₃, затем после калибровки ствола скважины в интервале продуктивных пород синтетический полимерный реагент - полиэтиленоксид, а затем часть ствола или весь ствол скважины заполняют меловым раствором без «коркообразующих» реагентов.

 

Предлагаемое изобретение относится к области добычи нефти и газа и, в частности, к способам вскрытия продуктивных пластов.

Известно большое число способов бурения скважин и первичного вскрытия продуктивных пластов для добычи нефти и газа [1-3]. Порядок бурения состоит из следующих операций: монтаж бурового оборудования; приготовление бурового раствора на основе пресных или минерализованных вод; спуск в скважину на колонне бурильных труб породоразрушающего инструмента (долота); разрушение долотом породы забоя; вынос разрушенной породы на дневную поверхность циркулирующим в скважине буровым раствором (буровой раствор нагнетается в бурильные трубы и возвращается в исходное положение, пройдя путь через породоразрушающий инструмент, а затем через пространство между бурильной колонной и стенками скважины).

Недостатки перечисленных способов связаны с тем, что они касаются лишь вариантов подачи в скважину разных типов промывочных жидкостей и не учитывают всего многообразия добавок в буровой раствор некоторых веществ, изменяющих его физико-химические свойства и улучшающих процессы строительства скважин.

В наиболее близком аналоге изобретения [4] в промывочную жидкость перед подачей ее в скважину на породоразрушающий инструмент вводят реагент-стабилизатор для сохранения у разбуриваемых пород их первоначальных естественных пластовых свойств. В качестве реагента-стабилизатора используют водорастворимые соли, например хлорид калия. Действие катионов калия основано на том, что разбуриваемые глинистые породы, частички которых имеют пластинчатую форму и электрические заряды, на ребрах положительные (в результате разрыва кристаллических решеток минералов), а на внутренней поверхности отрицательные (в результате неуравновешенности зарядов в кристаллической решетке минералов из-за изоморфного замещения), взаимодействуя с катионами калия, уравновешивают отрицательные заряды между чешуйками глин. Катионы калия тем самым устраняют дезинтегрирующие силы между частичками глин, а сами занимают достаточно мало места, что затрудняет проникновение туда молекул воды.

Недостатком способа, предложенного в прототипе [4], является отсутствие в процессе вскрытия продуктивного пласта некоторых операций. Это отсутствие не позволяет существенно ускорить и улучшить данный процесс.

Основные требования к буровым растворам при вскрытии продуктивных пластов и заканчивании скважин креплением обсадными цементируемыми колоннами выражены в следующем: на этапе механического бурения свойства бурового раствора должны быть оптимальными для этого процесса; на этапе геофизических работ состояние стенок ствола скважины должно обеспечивать прохождение геофизических приборов по всей длине скважины; на этапе крепления ствола скважины цементированием глинистая корка (или другая) должна предотвращать гидроразрыв пластов давлением цементного столба и не допускать движение пластовых жидкостей по глинистой корке в созданной скважине; на всех вышеуказанных этапах корка на стенках скважины должна препятствовать проникновению составляющих бурового раствора в каналы продуктивного пласта; отрицательное влияние составляющих фильтрата бурового раствора на фильтрационные свойства продуктивного пласта должно стремиться к минимуму; время пребывания продуктивного пласта под влиянием фильтрата бурового и цементного растворов должно быть как можно меньше. Сочетание всех указанных в предыдущем абзаце требований в одном типе бурового раствора приводит к компромиссам, где ни одно из указанных требований не выражается в полной мере. Например, реагенты с повышенной адсорбционной и флокулирующей способностью, предназначенные для защиты стенок скважин от разрушения, одновременно сильно снижают показатели работы долот из-за сопутствующей им низкой мгновенной фильтрации составляющих буровых растворов через глинистые корки (возможно также из-за уплотнения глинистой корки непосредственно под рабочими органами долот и образования глинистого сальника на долоте). Например, синтетические полимерные реагенты эффективно снижают фильтрацию растворов через глинистые корки, но и сильно снижают стойкость опор (некоторых типов) долот из-за низкого теплообмена между долотом и буровым раствором (происходит уменьшение механической скорости бурения из-за низкой мгновенной фильтрации растворов в породы и ухудшения очистки забоя от выбуренной породы вследствие особенностей реологии буровых растворов, обработанных синтетическими полимерными реагентами). Например, низкая мгновенная фильтрация глинистых корок способствует прихвату компоновок бурильного инструмента под воздействием дифференциального давления.

Целью предлагаемого изобретения является устранение указанных недостатков и создание способа первичного вскрытия продуктивных пластов при бурении на нефть и газ, сочетающего в себе последовательность процессов ввода в буровой раствор при бурении скважины дополнительных реагентов, а также последовательность однозначных действий, создающих оптимальные условия вскрытия продуктивного пласта при бурении и креплении скважины цементированием обсадных колонн.

Техническим результатом является создание оптимальных условий первичного вскрытия продуктивных пластов при бурении на нефть и газ.

В способе первичного вскрытия продуктивных пластов при бурении скважины на нефть и газ, содержащем механическое бурение скважины на водном пресном буровом растворе, в который последовательно вводят дополнительные реагенты, в указанный буровой раствор вводят реагенты: перед вскрытием продуктивного пласта при механическом бурении - активную бентонитовую фазу, после вскрытия продуктивного пласта и окончания механического углубления скважины - нитрилотриметилфосфоновую кислоту N(СН₂РО₃Н₂)₃, затем после калибровки ствола скважины в интервале продуктивных пород - синтетический полимерный реагент - полиэтиленоксид, а затем часть ствола или весь ствол скважины заполняют меловым раствором без «коркообразующих» реагентов.

Предлагаемая технология призвана сочетать высокую эффективность механического бурения скважины, обеспечивать высокие требования к фильтрационным свойствам глинистых корок при вскрытии продуктивного пласта, сокращать до минимума время пребывания продуктивного пласта под воздействием фильтрата бурового раствора, показывать хорошее качество крепления скважины цементированием. Решение достигается путем придания буровому раствору свойств, в максимальной степени отвечающих требованиям этапов строительства скважины (механическому бурению или геофизическим работам перед креплением, или креплению цементированием): а) если это этап механического углубления скважины, то свойства бурового раствора должны удовлетворять в большей степени условиям максимальной эффективности работы буровых долот; б) если это этап геофизических работ, то состояние стенок ствола скважины должно обеспечивать прохождение геофизических приборов во всех интервалах скважины на протяжении всего цикла геофизических работ; в) если это крепление цементированием, то глинистая корка должна предотвращать гидроразрыв пластов давлением цементного столба при цементировании (плотность используемых в строительстве скважин цементных растворов составляет 1,85÷1,92 г/см³, а закладываемый в проекты строительства скважин градиент гидроразрыва пород, как правило, равен 1,6÷1,7 г/см³), не допускать движение пластовых жидкостей по глинистой корке в законченной строительством скважине; г) и на всех этапах заканчивания скважины бурением глинистая корка на стенках скважины должна образовать мощный заслон проникновению составляющих бурового раствора в каналы продуктивных пластов.

Перед тем как раскрыть процессы и действия предлагаемого способа, следует обратить внимание на существующее положение в теории и практике бурения и проектирования строительства скважин, которое имеет отношение к предмету описания. Для уменьшения проникновения компонентов бурового и цементного растворов в разбуриваемые пласты применяют бентонитовые порошки (обладающие достаточно большой ионообменной емкостью) и химические реагенты, которые уменьшают фильтрацию бурового раствора через глинистую корку на стенках скважин. Полностью предотвратить фильтрацию бурового раствора через глинистую корку не удается, поэтому с целью сокращения времени пребывания продуктивных горизонтов под воздействием бурового раствора, стараются сократить время работ, связанных с процессом механического бурения пластов продуктивного горизонта и нижезалегающих пород (применением долот повышенной стойкости и бурение указанных интервалов одним долблением за более короткий промежуток времени). Проектами строительства скважин и практикой бурения прочность глинистых корок и их сопротивление гидроразрыву не рассматриваются. В цикл работ от начала вскрытия долотом продуктивного горизонта до начала спуска в скважину эксплуатационной колонны, кроме работ по механическому бурению и работ, связанных с механическим бурением, также входят: а) геофизические работы по замеру характеристик ствола скважин и залегающих пород; б) спуск бурильного инструмента в наклонно-направленную скважину до интервала геофизических замеров, для обеспечения прохождения геофизических приборов до участка замеров (так как имеются проблемы с прохождением геофизических приборов по стволу наклонно-направленных скважин), а затем извлечение бурильного инструмента из скважины; в) сопутствующие спуско-подъемным операциям промывки ствола скважины буровым раствором; г) шаблонировка или проработка ствола скважины с целью удаления части глинистой корки со стенки ствола, которая образовалась за время геофизических работ (эта работа производится для обеспечения спуска эксплуатационной колонны до проектной глубины и обеспечения изоляции пластов друг от друга цементным камнем).

В предлагаемом далее способе вскрытия продуктивных пластов и заканчивания скважин бурением, кроме перечисления процессов, связанных с бурением скважины, важную роль играет их строгая последовательность исполнения.

Основное требование к буровому раствору при механическом бурении - это ограничение ввода в него полимерных флокулирующих реагентов, так как избыток этих реагентов в растворе приведет к блокированию ионообменных процессов между частичками глин и добавляемыми в раствор реагентами. Это требование вполне согласуется с желанием повысить эффективность работы буровых долот.

Для повышения качества вскрытия продуктивных пластов в буровой раствор вводится активная бентонитовая фаза. Благодаря своим малым размерам, активности к ионообменным процессам ввод бетонита в буровой раствор способствует упрочнению глинистой корки и снижению фильтрации бурового раствора через глинистую корку. Ввод бентонита приводит также к росту реологических показателей бурового раствора, в частности к росту статического напряжения сдвига, что уменьшает смываемость глинистой корки потоком бурового раствора и уменьшает динамическую фильтрацию фильтрата бурового раствора через глинистую корку. Для адаптации данного способа к существующему проекту на строительство конкретной скважины совместно с бентонитом в буровой раствор вводят реагенты-регуляторы фильтрационных свойств глинистых корок, которые оговорены проектом.

По окончании процесса механического бурения ствола скважины буровой раствор обрабатывается нитрилотриметилфосфоновой кислотой, что приводит к связыванию активных глин по ребрам чешуек через молекулы кислоты (происходит формирование связей между частичками минералов непосредственно в глинистой корке). Формула кислоты - N(СН₂РО₃Н₂)₃. Это, в свою очередь, приводит к стабилизации реологических показателей буровых растворов во времени, и что особенно важно, к упрочнению глинистой корки и снижению фильтрации через нее (происходит химическая реакция кислоты с положительно заряженными ионами и соответственно их блокировка, а также образуется довольно прочная связь чешуек глин через молекулы кислоты за счет разности зарядов поверхностей чешуек по ребрам и молекулярных цепей кислоты). Данная обработка приведет к резкому разграничению фаз, твердой глинистой корки и жидкой фазы бурового раствора, а отсутствие переходных зон между прочной глинистой коркой и жидким буровым раствором обеспечит полное замещение бурового раствора цементным при цементировании скважины и предотвратит циркуляцию пластовых жидкостей в пространстве между обсадной колонной и слагающими стенки скважины породами. Данная обработка приведет к упрочнению глинистой корки и стабилизации ее толщины во времени, что очень важно для прохождения геофизических приборов на протяжении всего цикла геофизических работ и сокращения потерь цементного раствора при цементировании.

Далее ствол скважины в интервале продуктивных пластов (где особенно высоко требование к качеству крепления скважин цементированием) прорабатывается и калибруется (в компоновке низа бурильной колонны в обязательном порядке должен присутствовать калибрующий элемент, причем диаметры бурового долота и калибратора не должны сильно отличаться по размеру). Таким образом, толщина глинистой корки задается и механическим способом.

Затем для придания глинистой корке эластичности и низкого коэффициента трения в буровой раствор добавляется синтетический полимерный реагент ПЭО (полиэтиленоксид). Этот реагент обладает высокой адсорбционной способностью в водных растворах и эффективно снижает фильтрацию через глинистые корки и, что очень важно в нашем случае, позволит производить спуско-подъемные операции геофизических приборов в открытом стволе наклонно-направленных скважин. Ограниченные по объему добавки этого реагента предотвратят проникновение его в каналы продуктивного пласта. В практике бурения этот реагент применяется для повышения реологических показателей буровых растворов при бурении в верхних осыпающихся породах.

Последний этап подготовки ствола к геофизическим работам и креплению цементированием предусматривает стабилизацию во времени толщины глинистой корки в заданных пределах. Так как полностью ликвидировать рост толщины глинистой корки не удается, то часть ствола или полностью весь ствол скважины заполняется меловым раствором без "коркообразующих" добавок. Связующая активность частичек мела низка, поэтому смываемость меловой корки со стенок скважины потоком жидкости будет значительно выше по отношению к глинистой корке. Проникновение меловых частиц в поры продуктивного пласта через глинистую корку, образованную данным способом, исключается.

В итоге имеем корку на стенках скважины, представленную слоями, где слой глинистой корки предотвратит поступление в поры продуктивного пласта инородных масс, а меловая корка удалится потоком бурового раствора перед цементированием.

Для уменьшения влияния фильтрата бурового раствора на глинистые породы продуктивного пласта допускается применение в составе бурового раствора реагента, выраженного формулой КОН.

Данный способ предусматривает следующую последовательность работ при вскрытии продуктивного пласта и заканчивании скважины креплением: механическое бурение интервалов продуктивного пласта и нижезалегающих пород одним долблением; подъем бурильного инструмента над продуктивным пластом и проработка интервала продуктивного пласта компоновкой бурильного инструмента, включающей в себя наддолотный калибрующий элемент; извлечение бурильного инструмента из скважины; геофизические работы в открытом стволе; спуск в скважину обсадной колонны и ее цементирование.

Пример

В способе первичного вскрытия продуктивных пластов при бурении скважины на нефть сначала используют водный пресный буровой раствор состава, кг на 1 м³ бурового раствора: наработанная порода 80, глинопорошок ББМА 20, полимерная добавка унифлок 1, карбоксиметилцеллюлоза КМЦ 12, гидрофобизирующая кремнеорганическая жидкость ГКЖ 15, смазочная добавка СК-2000 10, вода 950. В указанный буровой раствор вводят реагенты: перед вскрытием продуктивного пласта при механическом бурении - активную бентонитовую фазу - глинопорошок ТБМА 10 кг на 1 м³ бурового раствора, после вскрытия продуктивного пласта и окончания механического углубления скважины - нитрилотриметилфосфоновую кислоту N(СН₂РО₃Н₂)₃ 0,03 кг на 1 м³ бурового раствора, затем после калибровки ствола скважины в интервале продуктивных пород - синтетический полимерный реагент - полиэтиленоксид 0,04 кг на 1 м³ бурового раствора, а затем весь ствол скважины заполняют меловым раствором без «коркообразующих» реагентов состава, кг на 1 м³ мелового раствора: кальцинированная сода 1, КМЦ 10, конденсированная сульфит-спиртовая барда КССБ 2, унифлок 2, мел МТД-2 100, СК-2000 10, вода 950.

Таким образом, предложенный способ имеет следующие преимущества:

- поддерживает качество глинистой корки в процессе механического углубления в продуктивные пласты на более высоком уровне по отношению к проектным требованиям из-за добавок бентонитовых порошков и однозначно меньшую динамическую фильтрацию из-за более высоких реологических характеристик предлагаемых буровых растворов (проведение спуско-подъемных операций бурильного инструмента при данном типе бурового раствора не предусматривается);

- учитывает влияние свойств реагентов для обработки буровых растворов на эффективность работы буровых долот и, в частности, направлен на сокращение времени механического бурения продуктивных пластов;

- предотвращает уменьшение прочности стенок ствола скважины, вызванное диспергированием слагающих стенки глин, а также не допускает поглощения бурового или цементного растворов в породы скважины;

- позволяет исключить из технологического цикла строительства скважин любые спуско-подъемные (не связанные с доставкой геофизических приборов к местам исследований в пологих и горизонтальных скважинах) операции с бурильным инструментом после окончания работ по углублению ствола, калибрования продуктивной зоны ствола и подъема долота на поверхность;

- улучшает качество крепления скважин цементированием за счет более полного замещения бурового раствора цементньм;

- повышает градиент гидроразрыва пород в процессе крепления скважин цементированием по отношению к существующему уровню;

- позволяет сократить время спуско-подъемных операций геофизических приборов, спускаемых на кабеле, так как согласно единым нормам времени на геофизические работы, нормативное время указанных работ в открытом стволе в полтора раза меньше, чем при работе через бурильные трубы;

- уменьшает время воздействия бурового раствора на продуктивные горизонты;

- повышает экономическую эффективность процесса строительства и процесса эксплуатации скважин (сокращение потерь материалов, сокращение работ и времени работ в строительства скважин, повышение отдачи продуктивных сокращение работ по ликвидации межпластовых перетоков в эксплуатации скважин);

- увеличивает общую прочность конструкции скважин;

- повышает отдачу углеводородов из продуктивных пластов.

Литература

1. Авт. свид. №1323693. СССР. Способ бурения скважины в неустойчивых породах и устройство для его осуществления. (Класс 4 Е 21 В 21/00. Опубл. 15.07.87. Бюлл. изобр. №26) / Гей Б.А.

2. Патент №2024729. РФ. Способ бурения скважин. (Класс 5 Е 21 В 21/00. Опубл. 15.12.94. Бюлл. изобр. №23) / Оспанов Ж.К., Либерман В.И., Джуламанов Б.Ж.

3. Патент №2162135. РФ. Способ строительства нефтегазовой скважины (Класс 7 Е 21 В 21/01. Опубл. 20,01.2001. Бюлл. Изобр. №2) / Безродный Ю.Г., Глозман С.М., Акимова А.А.

4. Патент №2163555. РФ. Способ бурения скважины. (Класс 7 Е 21 В 21/01. Опубл. 27.02.2001. Бюлл. изобр. №6) / Крысин Н.И., Опалев В.А.

Способ первичного вскрытия продуктивных пластов при бурении скважины на нефть и газ, содержащий механическое бурение скважины на водном пресном буровом растворе, в который последовательно вводят дополнительные реагенты, отличающийся тем, что в указанный буровой раствор вводят реагенты: перед вскрытием продуктивного пласта при механическом бурении - активную бентонитовую фазу, после вскрытия продуктивного пласта и окончания механического углубления скважины - нитрилотриметилфосфоновую кислоту N(СН₂РО₃Н₂)₃, затем - после калибровки ствола скважины в интервале продуктивных пород - синтетический полимерный реагент - полиэтиленоксид, а затем часть ствола или весь ствол скважины заполняют меловым раствором без «коркообразующих» реагентов.