Способ строительства скважины

Авторы патента:

Тазиев Миргазиян Закиевич (RU)

Синчугов Николай Сергеевич (RU)

Закиров Айрат Фикусович (RU)

Ибрагимов Наиль Габдулбариевич (RU)

Гараев Рафаэль Расимович (RU)

Аслямов Айрат Ингелевич (RU)

E21B21/14 - с использованием жидкостей и газов, например пены

Владельцы патента RU 2366795:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины. Задача изобретения - сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта. При строительстве скважины ведут разрушение породы с прямой промывкой буровым раствором по бурильной колонне, удаление выбуренной породы на дневную поверхность, по достижении в процессе бурения поглощающего пласта удаление выбуренной породы в зону поглощения. При удалении выбуренной породы в зону поглощения промывку выполняют пеной, полученной вспениванием 1,5-2,5%-ного раствора поверхностно-активных веществ МЛ-81Б в воде до степени аэрации 5-10%.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины.

Известен способ ступенчатого цементирования скважины в условиях аномально низких пластовых давлений в зоне поглощения, включающий установку муфты ступенчатого цементирования над кровлей поглощающего пласта, закачку буферной жидкости, порции неаэрированного цементного раствора и продавливание цементного раствора продавочной жидкостью. При продавливании цементного раствора закачивают в заколонное пространство флюид пониженной плотности. После установки муфты ступенчатого цементирования монтируют цементировочную головку с нижней и верхней разделительными пробками и запорным элементом. После закачки буферной жидкости цементируют нижнюю часть эксплуатационной обсадной колонны выше зоны поглощения путем спуска нижней разделительной пробки. Цементный раствор продавливают продавочной жидкостью с верхней разделительной пробкой, после чего сбрасывают запорный элемент с последующим вымыванием излишков цементного раствора и после его затвердевания цементируют верхнюю часть эксплуатационной колонны через муфту ступенчатого цементирования, причем порцию неаэрированного цементного раствора закачивают в объеме, обеспечивающем заполнение заколонного пространства в интервале от подошвы поглощающего пласта до муфты ступенчатого цементирования. Последующую дополнительную порцию цементного раствора в объеме, обеспечивающем заполнение заколонного пространства от башмака эксплуатационной обсадной колонны до подошвы поглощающего пласта, аэрируют в период закачивания. В качестве флюида пониженной плотности используют двухфазную пену (Патент РФ № 2188302, опубл. 2002.08.27).

Наличие в заколонном пространстве скважины аэрированного цементного камня снижает прочностные и изоляционные свойства.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ проводки скважин в высокопроницаемых трещиноватых газонасыщенных коллекторах, согласно которому разрушают породу с прямой промывкой буровым раствором по бурильной колонне. Удаляют выбуренную породу на дневную поверхность. По достижении в процессе бурения поглощающего трещиноватого газонасыщенного пласта, о чем судят по падению давления и отсутствию циркуляции, меняют промывочный агент на буровой раствор с малым содержанием твердой фазы и удаляют выбуренную породу в зону поглощения. Формируют гидравлический затвор в затрубном пространстве скважины в виде плавающего столба над поглощающим пластом. В качестве плавающего столба используют столб стабильной трехфазной пены, которую получают путем аэрации и смешивания непосредственно перед закачкой в затрубное пространство скважины пенообразующей жидкости и воздуха с плотностью пены и высотой столба, достаточных для приведения в равновесие системы скважина -пласт. По достижении верхней границей плавающего столба трехфазной пены устья скважины аэрацию подачей воздуха прекращают и начинают подачу поверх столба трехфазной пены порции пенообразующей жидкости для придавливания пены. Повышается эффективность строительства скважин за счет сокращения затрат времени и материалов на ликвидацию осложнений (Патент РФ №2184206, опублик. 2002.06.27 - прототип).

Недостатком известного способа является то, что используют буровой раствор, отрицательно влияющий на коллекторские свойства продуктивного пласта.

В предложенном изобретении решается задача сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта.

Задача решается тем, что в способе строительства скважины, включающем разрушение породы с прямой промывкой буровым раствором по бурильной колонне, удаление выбуренной породы на дневную поверхность, по достижении в процессе бурения поглощающего пласта удаление выбуренной породы в зону поглощения, согласно изобретению, при удалении выбуренной породы в зону поглощения промывку выполняют пеной, полученной вспениванием 1,5-2,5%-ного раствора поверхностно-активных веществ МЛ-81Б в воде до степени аэрации 5-10%.

Признаками изобретения являются:

1. разрушение породы с прямой промывкой буровым раствором по бурильной колонне;

2. удаление выбуренной породы на дневную поверхность;

3. по достижении в процессе бурения поглощающего пласта удаление выбуренной породы в зону поглощения;

4. при удалении выбуренной породы в зону поглощения промывка пеной, полученной вспениванием 1,5-2,5%-ного раствора поверхностно-активных веществ МЛ-81Б в воде до степени аэрации 5-10%.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признак 4 является существенным отличительным признаком изобретения.

Сущность изобретения

При бурении происходит кольматация продуктивного пласта буровым раствором, что отрицательно сказывается на продуктивности скважины. Существующие способы строительства скважины не решают этот вопрос или решают лишь частично. В предложенном изобретении решается задача сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта. Задача решается следующим образом.

При строительстве скважины ведут разрушение породы с прямой промывкой буровым раствором по бурильной колонне, удаление выбуренной породы на дневную поверхность, по достижении в процессе бурения поглощающего пласта удаление выбуренной породы в зону поглощения. При удалении выбуренной породы в зону поглощения промывку выполняют пеной, полученной вспениванием 1,5-2,5%-ного раствора поверхностно-активных веществ МЛ-81Б в воде до степени аэрации 5-10%. Бурение производят буровым насосом СИН-31 при производительности 9-21 л/с.Технологическая жидкость под давлением 7,5-10 МПа поступает по бурильным трубам на гидравлический забойный двигатель с частотой вращения вала 60-120 об/мин при нагрузке на долото 7-14 тонн. Перед наращиванием производят промывку забоя с расхаживанием 1 цикл, т.е. 30 м³.

МЛ-81Б выпускается согласно ТУ 2481-007-48482528-99, является моющим препаратом, представляет собой подвижную вязкую жидкость от желтого до коричневого цвета с массовой долей ПАВ 30%. Представляет собой смесь неионоактивного и анионактивного ПАВ. Предназначен для использования в составах, применяемых для обработки призабойных зон добывающих и нагнетательных скважин, с целью интенсификации добычи или приемистости, для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений и снижения гидравлических потерь в скважинах и трубопроводах, особенно при добыче и транспортировке высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий, а также очистки нефтеналивных емкостей, танкеров и деталей машин.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Строят нефтедобывающую скважину глубиной 1300 м. Поглощающий пласт находится на глубине 800 м. Бурят породу с прямой промывкой буровым раствором по бурильной колонне и удалением выбуренной породы на дневную поверхность. По достижении в процессе бурения поглощающего пласта удаление выбуренной породы производят в зону поглощения. При удалении выбуренной породы в зону поглощения промывку выполняют пеной, полученной вспениванием 2%-ного раствора поверхностно-активных веществ МЛ-81Б в воде до степени аэрации 8%.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. При удалении выбуренной породы в зону поглощения промывку выполняют пеной, полученной вспениванием 1,5%-ного раствора поверхностно-активных веществ МЛ-81Б в воде до степени аэрации 10%.

Пример 3. Выполняют, как пример 1. При удалении выбуренной породы в зону поглощения промывку выполняют пеной, полученной вспениванием 2,5%-ного раствора поверхностно-активных веществ МЛ-81Б в воде до степени аэрации 5%.

В результате буровой раствор за счет меньшей плотности в меньшей степени кольматирует призабойную зону продуктивного пласта, т.е. сохраняются коллекторские свойства продуктивного пласта.

Применение предложенного способа позволит сохранить коллекторские свойства продуктивного пласта.

Способ строительства скважины, включающий разрушение породы с прямой промывкой буровым раствором по бурильной колонне, удаление выбуренной породы на дневную поверхность, по достижении в процессе бурения поглощающего пласта удаление выбуренной породы в зону поглощения, отличающийся тем, что при удалении выбуренной породы в зону поглощения промывку выполняют пеной, полученной вспениванием 1,5-2,5%-ного раствора поверхностно-активных веществ МЛ-81Б в воде до степени аэрации 5-10%.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу вскрытия нефтегазовых пластов многоствольными горизонтальными скважинами. .

Способ бурения твердой породы при помощи буровой туннелепроходческой машины // 2341642

Изобретение относится к способу бурения туннеля в твердой породе. .

Газовыделяющий пенообразующий состав для первичного вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин // 2327853

Изобретение относится к горной промышленности к составам буровых растворов для первичного вскрытия продуктивных пластов с аномально низкими пластовыми давлениями и к составам жидкостей для вызова притока при освоении нефтяных и газовых скважин.

Комплексный способ подготовки ствола скважины к креплению // 2318980

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к строительству нефтяных и газовых скважин, и найдет применение при подготовке ствола скважины к креплению.

Способ бурения скважины на депрессии // 2287660

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при бурении скважины на депрессии. .

Способ заканчивания скважин // 2280752

Изобретение относится к области горного дела, а именно к способам заканчивания скважин и вскрытия продуктивных пластов в процессе бурения. .

Способ алмазного бурения скважин // 2278235

Изобретение относится к горной, горно-строительной и строительной промышленности и может быть использовано при разбуривании твердых пород или бетонов алмазным инструментом в геологоразведке и строительстве.

Установка для бурения скважин с очисткой забоя пеной // 2268985

Изобретение относится к области оборудования для бурения скважин с очисткой забоя пеной, в частности, представляет собой буровую установку, оснащенную комбинацией из двух компрессоров, используемых при приготовлении пены.

Способ бурения скважин на депрессии // 2254438

Изобретение относится к области бурения скважин и может быть использовано при бурении скважин на нефть и газ при отрицательном дифференциальном давлении. .

Способ строительства скважины // 2253729

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины в многопластовой нефтяной залежи. .

Способ строительства скважины // 2429338

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважин

Улучшенные композиции пенного бурового раствора на масляной основе, способ их получения и применения // 2435018

Изобретение относится к пенному буровому раствору, способам его получения и применения

Способ строительства глубоких скважин в сложных геологических условиях // 2451786

Изобретение относится к области бурения нефтегазовых вертикальных и наклонно-направленных скважин в сложных геологических условиях

Дополнительные поверхностно-активные композиции и способы их изготовления и применения // 2487908

Изобретение относится к системам, используемым в бурильных операциях

Способы использования добавок, содержащих микрогели, для контроля потери текучей среды // 2493190

Изобретение относится к способам использования добавок контроля потери текучих сред. Буровой раствор, содержащий текучую среду на водной основе и добавку для контроля потери текучей среды, содержащую, по меньшей мере, один полимерный микрогель, содержащий продукт реакции, полученный реакцией полимеризации полимера или сополимера и агента для поперечной сшивки, где полимер или сополимер содержит, по меньшей мере, одну единицу на основе, по меньшей мере, одного соединения из группы: полибутиленсукцинат, полибутиленсукцинат-со-адипат, полигидрокси-бутирата-валерат, полигидрокси-бутират-совалерат, амиды сложных полиэфиров, полиэтилентерефталаты, сульфонированный полиэтилен-терефталат, полипропилены, алифатический ароматический сложный сополиэфир, хитины, хитозаны, белки, алифатические сложные полиэфиры, поли(простые эфиры сложных гидроксиэфиров), поли(гидроксибутираты), поли(ангидриды), сложные поли(ортоэфиры), поли-(аминокислоты), поли(фосфазены), их сополимер, их гомополимер, их тетраполимер и любое их производное. Способ включает получение состава для обработки приствольной зоны на водной основе, содержащего указанную выше добавку, введение состава в подземную формацию, предоставление возможности указанной добавке для поступления в фильтрационную корку на поверхности внутри подземной формации, предоставление возможности фильтрационной корке для деградации и добычу углеводородов из формации. Способ включает получение указанного выше бурового раствора, введение его в подземную формацию, предоставление возможности указанной добавке для поступления в фильтрационную корку на поверхности внутри подземной формации, предоставление возможности фильтрационной корке для деградации и добычу углеводородов из формации. Способ включает получение внутрифильтрового загустителя, содержащего указанные выше текучую среду на водной основе и добавку, размещение загустителя в подземной формации между фильтром с гравийным пакерованием и участком подземной формации. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности контроля потери текучей среды, снижение остаточного повреждении. 4 н. и 18 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл., 13 пр.

Способ бурения скважин на саморазрушающейся пене по замкнутому циркуляционному циклу, установка и композиция саморазрушающейся пены для его осуществления // 2498036

Группа изобретений относится к области бурения с использованием в качестве очистного агента газообразных текучих сред. Способ включает циркулирование системы буровой жидкости и эффективного количества пенообразующей композиции, состоящей из пенообразующего агента и стабилизирующего полимера, добавление газообразного агента в жидкость со скоростью, достаточной для образования пенного бурового раствора, и удаление вспененной буровой жидкости из скважины. Бурение осуществляют на саморазрушающейся пене, которую подают в скважину по замкнутому циркуляционному циклу посредством прокачивания через установку для циркуляции и регенерации саморазрушающейся пены путем нагнетания саморазрушающейся пены в колонну бурильных труб, направления потока саморазрушающейся пены со шламом горной породы после выноса из скважины по желобной системе в отстойник на регенерацию, выдерживания в отстойнике до саморазрушения, возвращения на стадию добавления газообразного агента для повторного вспенивания и возвращения в скважину. В качестве пенообразующей композиции используют композицию саморазрушающейся пены на основе карбамидных смол, предварительно модифицированных хлоридом аммония, сульфанола, хлоридов металлов второй группы и воды. Обеспечивает высокие показатели технических характеристик пены таких, как период полураспада и кратность пены, а также стабильность и устойчивость пены, улучшение экологической обстановки вокруг скважины, снижение себестоимости работ. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 4 ил., 9 табл.

Стабилизирующие эмульсию агенты для применения в текучих средах для бурения и заканчивания скважин // 2501829

Настоящее изобретение относится к эмульсиям и их применению в подземных работах. Композиция стабилизированной эмульсии включает маслянистую текучую среду, текучую среду, являющуюся, по меньшей мере, частично несмешивающейся с маслянистой текучей средой, и стабилизирующий эмульсию агент, включающий первое ионное соединение, растворимое в маслянистой текучей среде или указанной текучей среде, и второе ионное соединение с зарядом противоположного знака относительно первого ионного соединения. Способ включает получение указанной выше композиции стабилизированной эмульсии и помещение ее в подземный пласт в качестве части подземных работ. Способ включает получение указанной выше композиции и бурение скважины в подземном пласте с ее использованием. Способ получения указанной выше композиции включает: получение маслянистой текучей среды, получение указанной текучей среды, получение стабилизирующего эмульсию агента, включающего первое ионное соединение, растворимое в маслянистой текучей среде или указанной текучей среде, и второе ионное соединение с зарядом противоположного знака относительно первого ионного соединения, и объединение маслянистой текучей среды, текучей среды и стабилизирующего агента с формированием композиции. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - улучшение стабильности эмульсии и снижение количества стабилизирующего агента. 4 н. и 13 з.п. ф-лы, 1 табл.

Способ строительства горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых отложений (варианты) // 2507371

Изобретение относится к нефтяной промышленности для строительств пологих и горизонтальных скважин в сложных гидрогеологических условиях. Технический результат- возможность бурения скважин по терригенным девонским отложениям без ограничения величины зенитного угла, по песчаникам под неустойчивыми горными породами, без изменения конструкции скважин. В способе строительства горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых отложений, включающем проходку вертикального участка, участка начального искривления с набором зенитного угла, участков набора зенитного угла с выходом на горизонталь и бурение горизонтального ствола, с использованием технологических приемов при проходке и бурении в неустойчивых отложениях, проходку вертикального участка и участков с набором зенитного угла до 70° ведут с использованием полимер-эмульсионного бурового раствора на водной основе - БРВО, а проходку участков с зенитными углами более 70° и бурение горизонтального ствола, представленного как устойчивыми - карбонатными, так и неустойчивыми - терригенными породами, ведут с использованием бурового раствора на углеводородной основе - БРОУ, часть которого, в объеме открытого пробуренного ствола, при достижении проектной глубины заменяют путем инверсии фаз на БРВО, который прокачивают по стволу скважины, в качестве технологических приемов используют перевод БРВО в БРУО и обратно в БРВО инверсией фаз в процессе бурения, перевод БРВО в БРУО выполняют смешением БРВО с инвертором А - смесью углеводородной жидкости с эмульгатором обратной эмульсии, активным действующим началом которого является НПАВ на основе полигликолевых эфиров жирных кислот или спиртов с ГЛБ не более 10, при объемном соотношении углеводородная жидкость : указанный эмульгатор 14÷19:1 соответственно, инвертор А добавляют в количестве 28-35 об.%, а последующий перевод БРУО в БРВО осуществляют добавлением к нему инвертора Б-смеси эмульгатора прямой эмульсии, активным действующим началом которого являются НПАВ на основе полигликолевых эфиров жирных кислот или спиртов с ГЛБ 11-14, с диоксановыми спиртами с массовой долей гидроксильных групп 15-36%, при объемном соотношении указанный эмульгатор: спирты 2÷3,5:1 соответственно, инвертор Б добавляют к БРУО в количестве 1,75-4 об.%. По другому варианту указанные проходку и бурение горизонтального ствола, представленного устойчивыми карбонатными породами, ведут с использованием БРОУ, а проходку участков в надпродуктивном интервале с зенитными углами более 70° ведут с БРВО, после достижения проектной глубины горизонтального ствола БРВО прокачивают по стволу скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 н.п. ф-лы, 12 з.п. ф-лы, 7 табл.

Пенообразующий состав // 2510725

Изобретение относится к пенообразующим составам многоцелевого назначения, предназначенным для получения пены низкой, средней и высокой кратности с использованием пресной и жесткой воды в концентрации 1 об.%, 3 об.% и 6 об.%. Изобретение может найти применение при пожаротушении, в частности при тушении пожаров классов А и В, при инертизации горных выработок, для подавления пыли в местах ее возникновения и т.д. Пенообразующий состав содержит натриевые соли алкилсульфатов первичных высших жирных спиртов фракции C8-C10 и натриевые соли α-олефинсульфонатов фракции C14-C16, взятые в массовом соотношении 100:(22-36), и воду. Технический результат изобретения - повышение устойчивости пены (время истечения 50% объема жидкости из пены) до 215-280 с, уменьшение общего содержания ПАВ в концентрате пенообразователя и снижение его вязкости при 20°С до уровня 25-40 мм2·с-1. 4 з.п.ф-лы, 3 табл.,16 пр.

Контроль эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора при глубоководном бурении // 2514866

Изобретение относится к бурению нефтяных скважин. Способ обеспечения по существу постоянного реологического профиля бурового раствора в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) включает в себя добавление в буровой раствор добавки к буровому раствору, в котором добавка к буровому раствору включает в себя продукт реакции карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов, и полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп, при условии, что добавка не включает алкоксилированных алкиламидов и/или амидов жирных кислот. Композиция состоит из продукта реакции карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов, и полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп, при условии, что она не включает алкоксилированных алкиламидов и/или амидов жирных кислот. Буровой раствор на нефтяной основе содержит указанную выше композицию. Технический результат - повышение эффективности регулирования реологии в широком температурном диапазоне при горизонтальном бурении и для глубоководных участков. 8 н. и 39 з.п. ф-лы, 4 пр., 5 табл.