Способ бурения скважин, осложненных поглощающими горизонтами

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к способам предупреждения и ликвидации поглощений бурового раствора в процессе строительства скважины. Технический результат - повышение эффективности способа бурения скважин, осложненных поглощающими горизонтами, при одновременном снижении материальных и временных затрат и обеспечении непрерывности процесса. Способ бурения скважин, осложненных поглощающими горизонтами, включает циркулирование пресного или минерализованного водного бурового раствора в стволе скважины, введение в него добавки, включающей высококоллоидальную глину и эфир целлюлозы, и последующее генерирование афронов посредством введения в буровой раствор афронобразующего поверхностно-активного вещества ПАВ. В качестве добавки используют в количестве не менее 1,2 мас.% от массы бурового раствора афронстабилизирующий комплекс, обеспечивающий десятисекундное статическое напряжение сдвига образующегося бурового раствора, по меньшей мере 25,5 дПа, и содержащий указанный эфир целлюлозы, щелочную добавку Синтал БТ - продукт модификации жирных кислот калиевой щелочью и неионогенным ПАВ, и высококоллоидальную глину - палыгорскитовый глинопорошок, при следующем их массовом соотношении как (1÷2):(1÷2):(7,5÷20) соответственно. В качестве афронобразующего ПАВ используют для пресного бурового раствора ПАВ на основе сложных эфиров жирных кислот растительных масел, или альфа-олефинсульфонат натрия, или протеиновый пенообразователь, а для минерализованного бурового раствора - оксиэтилированные моноалкилфенолы или оксиэтилированные высшие жирные спирты в количестве 0,05-0,6 мас.% от массы бурового раствора. 3 з.п. ф-лы, 3 табл., 2 пр.

 

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к способам предупреждения и ликвидации поглощений бурового раствора в процессе строительства скважины.

Серьезной проблемой в процессе строительства и капитального ремонта скважин является поглощение бурового раствора, приводящее иногда к полной потере циркуляции и, как следствие, дополнительным временным и материальным затратам. Зоны интенсивного ухода промывочных жидкостей при бурении под направление, кондуктор и техническую колонну встречаются практически на всех месторождениях в процессе вскрытия иренского горизонта, артинского, уфимского, казанского ярусов, верхнепермских отложений, независимо от применяемой промывочной жидкости (техническая или минерализованная вода, глинистый или безглинистый полимер-эмульсионный буровой раствор). Зоны поглощений промывочных жидкостей при бурении под эксплуатационную колонну (сакмаро-ассельский ярус, верхний карбон, окско-серпуховские отложения) типичны практически для всех месторождений при промывке технической или минерализованной водой.

Известные технологические способы предупреждения поглощений бурового раствора в процессе строительства скважины включают следующие приемы:

- бурение с промывкой буровыми растворами, содержащими кольматанты;

- бурение с использованием аэрированных пенных буровых растворов;

- бурение с использованием аэрированных афронсодержащих жидкостей.

Известны способы бурения скважин, осложненных поглощающими горизонтами, с использованием буровых растворов с различными наполнителями - кольматантами, например резиновой крошки, опила, СКОП, эковаты и др. (Крылов В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. - М.: Недра, 1980. - 304 с.) или с добавлением доломитовой, или кварцевой, или мраморной муки, содержащей равномерно распределенные в ней порошкообразные мелкие частицы размером от 0,001 до 1 мм [Патент РФ №2249089]. В способе создания обсадной колонны жидкой [Патент РФ 2383875] используют смесь молотой скорлупы кедрового ореха и гидролизного лигнина при их суммарной концентрации в буровом растворе 75-210 кг/м3.

Недостатками известных способов бурения и предупреждения поглощений с использованием буровых растворов с кольматантами является то, что после ввода кольматантов возможно ухудшение работы забойных двигателей из-за забивания фильтров, практически становится невозможной работа телеметрической системы, система очистки бурового раствора также на время использования кольматантов отключается. Кроме того, кольматационный экран формируется, в основном, не внутри пласта, а на стенке скважины, поэтому он не устойчив к механическим воздействиям. При проработке пробуренных интервалов происходит разрушение кольматационного экрана, и поглощение возобновляется.

Известны также способы борьбы с поглощением бурового раствора, основанные на снижении его плотности, которое достигается путем специальных методов аэрации буровых растворов.

Механизм кольматирующего действия аэрированных жидкостей обусловлен сжимаемостью газовых пузырьков под давлением и изменением их размеров с изменением давления, т.е. при нагнетании в пласт под давлением они сжимаются, по мере движения по пласту при снижении давления расширяются. Пузырьки (агрегаты) дисперсной фазы имеют сферическую форму определенного размера. Изменение их формы сопровождается увеличением удельной поверхности, растяжением пленки эмульгатора и, следовательно, расходом энергии. Поэтому агрегаты дисперсной фазы могут играть роль своеобразных автокольматантов с изменяемым эффективным диаметром (эффект Жамена) (Тихомиров В.К. Пены. Теория и практика их получения и разрушения. - М.: «Химия», 1975. - 264 с.).

Известен способ мультифазной кольматации продуктивного пласта [Патент РФ 2235750], в котором предусматривается использование глинистых буровых растворов, утяжеленных мелом и содержащих эмульгированную нефтяную фазу с диспергированной газовой фазой, с образованием последней вводом воздуха в указанный раствор после закачки его в скважину.

Для начала фильтрации крупнодисперсной газожидкостной системы через пласт нужно приложить некоторый начальный градиент давлений, связанный с эффектом Жамена. При последующем течении пенной системы расширенные участки каналов будут заполняться преимущественно кольматирующей дисперсной фазой, а суженные - дисперсионной средой. Чем глубже раствор будет проникать в пласт, тем большее усилие нужно прилагать для его дальнейшего движения. Аэрированные составы являются высокоупругими системами. Во время нагнетания состава в изолируемый пласт он сжимается. По мере продвижения по каналам и трещинам происходит снижение давления и увеличение состава в объеме. В результате приствольная зона всегда находится под действием противодавления со стороны пласта.

Указанный известный способ имеет узкую направленность, предназначен только для вскрытия продуктивного пласта и не может быть использован при бурении верхних интервалов ствола скважины (под направление, кондуктор и промежуточную колонну) ввиду достаточно высокого содержания нефтяной фазы, что недопустимо при бурении в интервале залегания пресных подземных вод. Кроме того, для формирования трехфазной (мультифазной) кольматирующей составляющей в этом способе предусматривается использование дополнительного оборудования.

Известен также способ изоляции зон поглощения в бурящейся скважине аэрированным буровым раствором [Патент РФ 2123107], в котором все компоненты (карбонатная пыль, пенообразующее поверхностно-активное вещество и кислотный раствор) в равных объемах последовательно вводят в циркулирующий буровой раствор. В условиях начавшегося поглощения известный способ не обеспечивает формирование газожидкостного барьера (трехфазной пены), поскольку эти компоненты могут последовательно уходить в зону поглощения, не успев прореагировать между собой в стволе скважины. Кроме того, наличие активной кислоты ухудшает фильтрационные и реологические свойства бурового раствора.

Известны также способы бурения с использованием афронсодержащих жидкостей.

При реализации способа кольматации продуктивного пласта при глушении скважин, при их капитальном ремонте [Патент РФ 2322472] для получения афронсодержащей жидкости необходима температура в диапазоне от 50°С до 90°С, что требует использования дополнительного оборудования и затрат на электроэнергию. Кроме того, способ не предназначен для использования в процессе бурения, а только в статических условиях, при глушении скважин.

В способе предупреждения поглощений с использованием афронсодержащего бурового раствора в качестве структурообразователей и стабилизаторов афронов используется комплекс реагентов, содержащий, по крайней мере, три обязательных компонента, а именно, биополимер, крахмальный и лигносульфонатный реагенты, при их суммарной концентрации 0,9-6,0% [Патент РФ 2301822].

Многокомпонентность раствора, дефицитность основного реагента-пенообразователя и общая высокая стоимость афронсодержащей жидкости ограничивают применение известного способа вскрытием продуктивного пласта в условиях аномально низких пластовых давлений, преимущественно, пологих и горизонтальных скважин.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ бурения или эксплуатации скважины в подземной формации [Евразийский патент №003014], предусматривающий использование афронсодержащих жидкостей, содержащих полимеры, способствующие увеличению вязкости при низкой скорости сдвига (в основном, биополимеры или другие полисахариды, продуцируемые микроорганизмами), ПАВ и коллоидные газосодержащие афроны, повышение устойчивости которых обеспечивается вводом вайоминского бентонита. Афроны по известному изобретению генерируются в скважине в момент выхода раствора из долота.

Описанные в известном патенте ПАВ позволяют получить стабильные микропузырьковые газовые включения, снижающие общую плотность растворов. Преимуществом афронсодержащих жидкостей, по сравнению с обычными пенами, является то, что афроны проходят даже через мелкие ячейки вибросит, а под воздействием центробежных сил в гидроциклонах и центрифуге всплывают и отделяются вместе с чистым раствором.

Благодаря своему малому размеру и высокой прочности афроны по сравнению с пенами не оказывают влияния на работу буровых и центробежных насосов, а также совместимы с телеметрическими системами, использующими гидравлический канал передачи данных.

Благодаря упругости, гидрофобному характеру наружной поверхности микропузырьков и их конгломератов (от десятков микрон до нескольких миллиметров) афроны обладают способностью кольматировать широкий диапазон проницаемых сред - от низкопроницаемых песчаников до трещиноватых известняков с проницаемостью в десятки Дарси, образуя на их поверхности подобие корки, а в проницаемой среде - закольматированный экран, формирующийся при использовании твердофазных добавок, понижающих фильтрацию.

Основным недостатком известного способа является его многокомпонентность, высокая стоимость и малодоступность реагентов. Кроме того, выбор необходимых ПАВ и полимеров-загустителей в афронсодержащих составах обосновывается при использовании нестандартного оборудования, что затрудняет оперативно подбирать компонентный состав бурового раствора непосредственно в полевых условиях при условии возникновения поглощений бурового раствора.

Также в известном способе не предусмотрены меры по восстановлению свойства промывочной жидкости после ликвидации поглощения, т.е. быстрое удаление афронов из бурового раствора с целью дальнейшего использования бурового раствора для промывки ствола скважины после прохождения поглощающего пласта (горизонта).

Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в повышении эффективности способа бурения скважин, осложненных поглощающими горизонтами, при одновременном снижении материальных и временных затрат и обеспечении непрерывности процесса за счет использования универсального афронстабилизирующего комплекса и афронобразующего ПАВ, позволяющих перевести любую используемую в процессе бурения промывочную жидкость на водной основе в афронсодержащий состав без остановки процесса бурения и без использования нестандартного оборудования, с возможностью последующей инверсии (перевода) этого состава в двухфазную жидкость (т.е. неаэрированный состав).

Указанный технический результат достигается предлагаемым способом бурения скважин в условиях поглощающих горизонтов, включающим циркулирование пресного или минерализованного водного бурового раствора в стволе скважины, введение в него добавки, включающей высококоллоидальную глину и эфир целлюлозы, и последующее генерирование афронов посредством введения в буровой раствор афронобразующего поверхностно-активного вещества ПАВ, при этом новым является то, что в качестве добавки используют в количестве не менее 1,2 мас.% от массы бурового раствора афронстабилизирующий комплекс, обеспечивающий десятисекундное статическое напряжение сдвига образующегося бурового раствора, по меньшей мере 25,5 дПа, и содержащий указанный эфир целлюлозы, щелочную добавку Синтал БТ - продукт модификации жирных кислот калиевой щелочью и неионогенным ПАВ, и высококоллоидальную глину - палыгорскитовый глинопорошок, при следующем их массовом соотношении как (1÷2):(1÷2):(7,5÷20) соответственно, а в качестве афронобразующего ПАВ используют для пресного бурового раствора ПАВ на основе сложных эфиров жирных кислот растительных масел, или альфа-олефинсульфонат натрия, или протеиновый пенообразователь, а для минерализованного бурового раствора - оксиэтилированные моноалкилфенолы или оксиэтилированные высшие жирные спирты, в количестве 0,05-0,6 мас.% от массы бурового раствора.

Циркулирование водного бурового раствора осуществляют непрерывно.

В качестве эфира целлюлозы используют карбоксиметилцеллюлозу, или оксиэтилцеллюлозу, или смешанные простые эфиры целлюлозы.

Для перевода аэрированного афронсодержащего бурового раствора в двухфазную неаэрированную жидкость используют ПАВ на основе смеси жидких кремнеорганических полимеров и предельных спиртов в количестве 0,01-0,05% от объема раствора.

Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет следующего.

Благодаря введению в процессе бурения в буровой раствор на водной основе (техническая или минерализованная вода, безглинистый или малоглинистый буровой раствор) предложенного афронобразующего комплекса в заявленном соотношении, в буровом растворе перед вводом ПАВ формируется полимер - глинистая структура с необходимыми значениями реологических свойств и прочности геля (обеспечивающая 10-секундное статическое напряжение сдвига, по меньшей мере, 25,5 дПа), которая и обеспечивает стабилизацию афронов после ввода соответствующего ПАВ и генерирования афронов.

Благодаря введению в пресный буровой раствор в качестве афронобразующего поверхностно-активного вещества - ПАВ на основе сложных эфиров жирных кислот растительных масел, или альфа-олефинсульфонат натрия, или протеинового пенообразователя, а в минерализованный буровой раствор в качестве афронобразующего ПАВ оксиэтилированных моноалкилфенолов или оксиэтилированных высших жирных спиртов обеспечивается их совместимость с компонентами афронстабилизирующего комплекса, а именно солестойким глинопорошком на основе минералов аттапульгитовой группы (палыгорскит), эфиром целлюлозы и щелочной добавкой Синтал БТ, в результате чего повышается стабильность образующейся аэрированной (афронсодержащей) системы, что проявляется в отсутствии признаков выделения жидкости (синерезиса) в течение долгого периода времени.

Введение афронобразующего ПАВ в количестве 0,05-0,6 мас.% от массы бурового раствора является достаточным для получения необходимого снижения плотности бурового раствора и, соответственно, снижения гидростатического давления в стволе скважины для предупреждения поглощения.

Афроны генерируются в буровом растворе под воздействием высоких механических напряжений и кавитации (например, при вводе ПАВ в буровой раствор через гидроворонку, далее в стволе скважины при выходе из гидромониторных насадок долот и т.п.).

В лабораторных условиях были исследованы рекомендуемые при реализации предлагаемого способа буровые растворы, приготовленные с использованием новых рецептур афронстабилизирующего комплекса и афронобразующего ПАВ. При испытаниях были использованы следующие вещества:

1. Афронстабилизирующий комплекс:

Карбоксиметилированный эфир целлюлозы:

- КМЦ марки Камцел - 800 Стандарт, ТУ 2231-002-50277563-2000, изм. №1 и 2;

- РЕОПАК марки В, ТУ 2231-005-40912231-2003.

Оксиэтилированный эфир целлюлозы:

- Реоцел В, ТУ 2231-012-40912231-2003;

- Cellosize НЕС QP-100MH (производитель - DOW, США).

Смешанные простые эфиры целлюлозы:

- Полицелл СК - карбоксиметилоксиэтилцеллюлоза (КМОЭЦ), ТУ 2231-0014-32957739-03.

Палыгорскитовый глинопорошок марки ППБ, ТУ 480-1-334-91;

- Синтал БТ - продукт модификации жирных кислот калиевой щелочью и неионогенным ПАВ, ТУ 2231-012-40912231-2003.

2. Афронобразующее ПАВ:

- Синоксол марки В - оксиэтилированный моноалкилфенол со степенью оксиэтилирования 12, ТУ 2458-082-40912231-2012;

- Неонол АФ9-12 - оксиэтилированный моноалкилфенол со степенью оксиэтилирования 12, ТУ 2483-077-05766801-98;

ALM-7 - смесь первичных оксиэтилированных синтетических высших жирных спиртов фракций C12-C14, ТУ 2483-004-71150986-20124;

- сложные эфиры жирных кислот растительных масел:

- SERDOLAMID PPF 67-диэтаноламид жирных кислот кокосового масла (производство Нидерланды);

- Концентрат №1 - этоксилат на основе соевого масла с растворителем на основе метилового эфира растительного происхождения (поставщик ETC г. Санкт-Петербург);

- Lumorol RK - кокамидопропилбетаин (по импорту);

- FOAMIN - белковый пенообразователь (производство Италия);

- Tainolin AOS-97 Ρ - альфа-олефинсульфонат натрия (производство Тайвань), натриевая соль алкенсульфоновой кислоты.

3. ПАВ на основе смеси жидких кремнеорганических полимеров и предельных спиртов для перевода аэрированного бурового раствора в неаэрированный:

- Agitan Ρ 803 - ПАВ на основе смеси жидких углеводородов и полигликолей на аморфной кремниевой кислоте (производство Германия);

- Дефобур Liquid - ПАВ на основе смеси жидких кремнеорганических полимеров и предельных спиртов, ТУ 2257-027-40912231-2004.

В заявляемом способе бурения при проявлении признаков поглощения бурового раствора сначала увеличивают десятисекундное статическое напряжение сдвига используемого бурового раствора (промывочной жидкости), по меньшей мере, до 25,5 дПа путем включения совместимой добавки (заявляемого афронстабилизирующего комплекса), затем в раствор добавляют совместимое афронобразующее ПАВ и в нем образуют афроны.

Поставленная цель достигается тем, что при проявлении признаков поглощения бурового раствора (контролируют по индикатору расхода жидкости на выходе, по изменению уровня в емкостях или др. методами) в циркулирующий буровой раствор вводят афронстабилизирующий комплекс в количестве не менее 1,2 мас.% от массы бурового раствора, при массовом содержании в нем эфира целлюлозы, щелочной добавки Синтал БТ - продукта модификации жирных кислот калиевой щелочью и неионогенным ПАВ, и высококоллоидальной глины - палыгорскитового глинопорошка, как (1÷2):(1÷2):(7,5÷20) соответственно, и после достижения необходимых показателей реологических свойств и прочности геля вводят афронобразующий ПАВ в количестве 0,05-0,6 мас.% через гидроворонку или другое диспергирующее устройство.

После прохождения интервала поглощения и снижения интенсивности поглощения до значений, позволяющих проводить дальнейшее углубление скважины, ввод афронобразующего комплекса и ПАВ прекращают, раствор инвертируют в двухфазную жидкость за счет ввода ПАВ, в качестве которого используют Дефобур Liquid или Agitan, в количестве 0,01-0,05% от объема бурового раствора.

При испытаниях были использованы следующие буровые растворы:

- безглинистый пресный полимер-эмульсионный буровой раствор (ПЭБР), используемый при бурении верхних интервалов ствола скважины под направление, кондуктор и промежуточную колонну, следующего состава, мас.%: КМЦ-800 - 0,35; Синтал-БТ - 0,3; ПАА - 0,1; техническая вода (ТВ) - 99,25%;

- малоглинистый буровой раствор (МГБР), используемый при бурении под промежуточную и эксплуатационную колонну, следующего состава, мас.%: глинопорошок палыгорскитовый - 2; Реоцел В - 0,3; K2SiO3 - 1,0; KCl - 3; NaCl - 20; крахмал (Бурамил) - 1,5; ТВ - 72,2;

- минерализованная вода плотностью 1140 кг/м3 с содержанием NaCl - 18% (используется при бурении под эксплуатационную колонну до перехода на бурение с промывкой безглинистым или малоглинистым буровым раствором);

- техническая вода плотностью 1000 кг/м3 (используется при бурении под направление, эксплуатационную колонну).

Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующими примерами.

Пример 1. Смешивали компоненты афронстабилизирующего комплекса, используемого в предлагаемом способе, при массовом соотношении палыгорскитовый глинопорошок : Синтал БТ : эфир целлюлозы (Реоцел В) 7,5:1:1 соответственно, после чего навеску полученного комплекса в количестве 38 г при перемешивании добавили к 960 г минерализованной воды плотностью 1140 кг/м3, затем добавили 2 г ПАВ Синоксол м. В и перемешали на миксере в течение 1 минуты для генерации афронов и получения афронсодержащей мультифазной системы (АМФС).

Пример 2. Смешивали компоненты афронстабилизирующего комплекса, используемого в предлагаемом способе, при массовом соотношении палыгорскитовый глинопорошок : Синтал БТ : эфир целлюлозы (Камцел-800) 10:1:1 соответственно, затем навеску полученного комплекса в количестве 40 г при перемешивании добавили к 958 г пресного полимер-эмульсионного бурового раствора, затем добавили 2 г ПАВ Tainolin AOS-97 Ρ и перемешали на миксере в течение 1 минуты для генерации афронов и получения аэрированной афронсодержащей мультифазной системы (АМФС).

Анализировали следующие показатели свойств буровых растворов:

- стабильность (устойчивость) аэрированной (афронсодержащей) мультифазной системы (АМФС) - см3, в качестве меры стабильности использовали динамику выделения объема жидкости из АМФС во времени;

- показатель фильтрации, Ф0,7МПа, см3, при перепаде давления 0,7 МПа замеряли на фильтр-прессе фирмы OFITE;

- динамическое напряжение сдвига, τ0, дПа, замеряли на 8-скоростном вискозиметре фирмы OFITE;

- пластическую вязкость, ηпл, мПа·с, замеряли на 8-скоростном вискозиметре фирмы OFITE;

- прочность геля Gel10c/10мин, через 10 секунд и 10 минут, дПа, замеряли на 8-скоростном вискозиметре фирмы OFITE;

- оценку кольматирующих свойств аэрированной мультифазной системы проводили на динамическом фильтр-прессе НРНТ фирмы OFITE с использованием керамического оксидного диска проницаемостью 0,750 мкм2. Методика заключалась в следующем. В фильтрационную ячейку заливали 350 см3 бурового раствора с введенным афронстабилизирующим комплексом и афронобразующим ПАВ, ячейку закрывали (герметизировали) и через верхний клапан в течение 30 секунд пропускали ток азота для создания давления 0,7МПа (100 фунт/дюйм2). Затем открывали нижний клапан и сбрасывали давление для обеспечения условий расширения пузырьков газа в керамическом диске, после чего вновь создавали давление 0,7 МПа и фильтровали раствор в течение 0,5 часа, замеряя динамику фильтрации и объем фильтрата.

Афронстабилизирующий комплекс может использоваться как самостоятельная (единственная) добавка к дисперсионной среде (например, к технической или минерализованной воде), так и в качестве добавки в используемый в процессе бурения буровой раствор на водной основе (безглинистый или глинистый) перед вводом афронобразующего ПАВ для получения афронсодержащей жидкости.

Данные о составе и свойствах буровых растворов, полученных с использованием афронобразующего комплекса и афронстабилизирующего ПАВ, приведены в таблице 1.

Данные о кольматирующих свойствах бурового раствора приведены в таблице 2.

Данные о переводе аэрированного бурового раствора обратно в неаэрированный буровой раствор (для бурения скважины после ликвидации поглощения) приведены в таблице 3.

Данные, приведенные в таблицах 1, 2 и 3, показывают, что афронсодержащий буровой раствор, используемый в предлагаемом способе, по своим свойствам удовлетворяет требованиям бурения скважин в условиях поглощающих горизонтов, т.к. характеризуется:

- снижением плотности на 6-70%, что позволит быстро снизить гидростатическое давление в стволе скважины для предупреждения или ограничения поглощения;

- повышением структурно-реологических свойств после ввода афронстабилизирующего комплекса и ПАВ при сохранении оптимальных реологических характеристик: пластическая вязкость 20-47 мПа·с, динамическое напряжение сдвига 110,4-316,8 дПа, прочность геля 25,5-71,5/30,7-115 дПа, позволяющих обеспечить необходимую выносную и удерживающую способность бурового раствора в процессе бурения, и ограничить проникновение бурового раствора в поглощающий пласт;

- снижением значений показателя фильтрации после ввода афронстабилизирующего комплекса и ПАВ кратно (при переводе минерализованной или технической воды в АМФС показатель фильтрации от нерегулируемых значений снижается до 8-13,5 см3), но не менее, чем на 17%, что позволит предотвратить проникновение больших объемов бурового раствора и фильтрата в проницаемую приствольную зону скважины;

- увеличением кольматирующих свойств не менее, чем в 3 раза, что также позволит ограничить проникновение бурового раствора в поглощающий пласт.

Преимущества предлагаемого способа бурения скважин в условиях поглощающих горизонтов по сравнению с прототипом заключаются в следующем:

- в снижении временных затрат на процесс бурения и в обеспечении непрерывности этого процесса за счет использования универсального афронстабилизирующего комплекса и афронобразующего ПАВ, позволяющих перевести любую используемую в процессе бурения промывочную жидкость на водной основе в афронсодержащий состав без остановки процесса бурения и без использования нестандартного оборудования, как в прототипе;

- в упрощении способа и в сокращении времени на приготовление афронсодержащего мультифазного бурового раствора за счет того, что для его приготовления в качестве реагентов, обеспечивающих достижение регламентированных показателей вязкости и прочности геля, используются только три компонента (эфир целлюлозы, глинопорошок и щелочная добавка), а не пять (ксантановый полимер, гидроксиэтилцеллюлоза, щелочная добавка, полигликоль, глинопорошок), как в прототипе;

- в уменьшении стоимости реагентов для приготовления афронсодержащей жидкости практически в 6-10 раз;

- в быстром переводе аэрированного бурового раствора обратно в двухфазую (неаэрированную) жидкость с восстановлением плотности и других технологических свойств бурового раствора для продолжения бурения после прохождения поглощающего горизонта.

Таблица 2 -
Динамика фильтрации буровых растворов через оксидный диск проницаемостью 0,75 мкм2 при перепаде давления 0,7 МПа
№ раствора (соответствует таблице 1) Динамика фильтрации при ΔР=0,7 МПа через … мин
5 10 15 20 25 30
7 0,5 1,0 1,5 2 2,5 3
8 0 0 0 0 0 0
13 0 0 0 0 0 0
14 0 0 0 0 0 0
16 0 0 0 0,2 0,5 0,8

1. Способ бурения скважин, осложненных поглощающими горизонтами, включающий циркулирование пресного или минерализованного водного бурового раствора в стволе скважины, введение в него добавки, включающей высококоллоидальную глину и эфир целлюлозы, и последующее генерирование афронов посредством введения в буровой раствор афронобразующего поверхностно-активного вещества ПАВ, отличающийся тем, что в качестве добавки используют в количестве не менее 1,2 мас.% от массы бурового раствора афронстабилизирующий комплекс, обеспечивающий десятисекундное статическое напряжение сдвига образующегося бурового раствора, по меньшей мере 25,5 дПа, и содержащий указанный эфир целлюлозы, щелочную добавку Синтал БТ - продукт модификации жирных кислот калиевой щелочью и неионогенным ПАВ, и высококоллоидальную глину - палыгорскитовый глинопорошок, при следующем их массовом соотношении как (1÷2):(1÷2):(7,5÷20) соответственно, а в качестве афронобразующего ПАВ используют для пресного бурового раствора ПАВ на основе сложных эфиров жирных кислот растительных масел, или альфа-олефинсульфонат натрия, или протеиновый пенообразователь, а для минерализованного бурового раствора - оксиэтилированные моноалкилфенолы или оксиэтилированные высшие жирные спирты в количестве 0,05-0,6 мас.% от массы бурового раствора.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что циркулирование водного бурового раствора осуществляют непрерывно.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве эфира целлюлозы используют карбоксиметилцеллюлозу, или оксиэтилцеллюлозу, или смешанные простые эфиры целлюлозы.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для перевода аэрированного афронсодержащего бурового раствора в двухфазную неаэрированную жидкость используют ПАВ на основе смеси жидких кремнеорганических полимеров и предельных спиртов в количестве 0,01-0,05% от объема раствора.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к композициям и способам для обработки подземного пласта. Способ включает вытеснение первого флюида на углеводородной основе, присутствующего в необсаженном интервале ствола скважины, вторым флюидом, контактирование второго флюида с кислым природным пластовым флюидом с образованием третьего флюида, где второй флюид содержит водную жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и поверхностно-активное вещество ПАВ на основе амина, выбранное так, что указанное контактирование протонирует, по меньшей мере, часть ПАВ с образованием третьего флюида, включающего эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где по меньшей мере 40 об.% каких-либо твердых веществ, не относящихся к проппанту, присутствующих во флюиде, являются водорастворимыми при рН меньше чем или равном 6,5, а ПАВ имеет указанную структуру.

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а именно к способам вскрытия скважинами продуктивных горизонтов. Способ включает спуск в скважину колонны бурильных труб с долотом и контейнерами с манометрами.

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.
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 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.
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.

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.

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.

Изобретение относится к системам, используемым в бурильных операциях. .
Изобретение относится к области бурения нефтегазовых вертикальных и наклонно-направленных скважин в сложных геологических условиях. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП.

Изобретение относится к способу добычи нефти путем заводнения микроэмульсией Винзор типа III, в котором через не менее чем одну нагнетательную скважину в нефтяное месторождение закачивают предназначенный для снижения поверхностного натяжения между нефтью и водой до значений менее 0,1 мН/м водный состав, поверхностно-активных веществ, содержащий, по крайней мере, одно ионное поверхностно-активное вещество, а из месторождения через не менее чем одну эксплуатационную скважину добывают сырую нефть, отличающийся тем, что используют водный состав поверхностно-активных веществ, содержащий, по крайней мере, одно поверхностно-активное вещество общей формулы R1-O-(D)n-(B)m-(A)l-XY-M+, где R1 означает линейный или разветвленный насыщенный или ненасыщенный алифатический и/или ароматический углеводородный остаток с числом атомов углерода от восьми до тридцати, A означает этиленоксидную группу, B означает пропиленоксидную группу и D означает бутиленоксидную группу, l означает число от 0 до 99, m означает число от 0 до 99 и n означает число от 1 до 99, X означает алкильную или алкиленовую группу с числом атомов углерода от 0 до 10, M+ означает катион и Y- выбирают из группы: сульфатные группы, сульфонатные группы, карбоксилатные группы и фосфатные группы, при этом группы A, B и D могут иметь статистическое или чередующееся распределение или же они могут присутствовать в виде двух, трех, четырех или нескольких блоков в любой последовательности, сумма l+m+n лежит в пределах от 3 до 99 и содержание 1,2-бутиленоксидных групп из расчета на все количество бутиленоксидных групп составляет не менее 80%.

Изобретение касается способа регулирования свойств линейного теплового расширения цементного раствора при размещении в подземной скважине, имеющей по крайней мере одну обсадную трубу, путем введения в состав цементного раствора углеродистого материала для того, чтобы коэффициент линейного расширения раствора был выше, чем у схватившегося цемента, не содержащего углеродистый материал.

Изобретение относится к ремонтно-изоляционному тампонажному составу на основе магнезиальных вяжущих веществ и может быть использовано в нефтяной и газовой промышленности, в процессах бурения и ремонта нефтяных, газовых и водяных скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для глушения скважин, и может быть использовано при проведении ремонтных работ в скважинах с пластовым давлением равным или ниже гидростатического.

Изобретение относится к антиагломерирующей композиции, предназначенной для ингибирования образования гидратов газа в жидкости, состоящей из соединений формулы (I) или (III) и полярного растворителя или смеси полярных растворителей.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений с высокой пластовой температурой, в том числе на поздних стадиях разработки.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к обработке добывающих и нагнетательных скважин с трудноизвлекаемыми запасами нефти. В способе увеличения нефтеотдачи пласта, включающем последовательную закачку в пласт циклами не менее двух, разбитых на равные порции оторочек полимера в воде и солевого сшивающего агента в воде с буфером воды между ними, в качестве солевого сшивающего агента используют реагент АМГ и дополнительно осуществляют закачку оторочек глинистого агента в воде и оторочек реагента многофункционального действия и спирта алифатического и/или ароматического, или отхода производства, их содержащего, с обеспечением снижения межфазного натяжения в системе «нефть-вода» до 0,005 мН/м, в следующей последовательности оторочек и при следующих их составах, мас.%: 1) 0,001-3 полимера в воде, 2) 0,0001-0,5 АМГ в воде, 3) 0,0001-20 глинистого агента в воде, 4) реагент многофункционального действия 0,1-99,9 и указанные спирт или отход остальное, при соотношении объемов состава 1) и реагента многофункционального действия равном 1: (0,06-0,25) или 1) 0,001-3 полимера в воде, 2) 0,0001-0,5 АМГ и 0,0001-20 глинистого агента в воде, 3) реагент многофункционального действия 0,1-99,9 и указанные спирт или отход остальное, при соотношении объемов состава 1) и реагента многофункционального действия равном 1:0,06-0,25.
Настоящее изобретение относится к способу цементирования, включающему введение в ствол скважины способной к схватыванию композиции, содержащей невспученный перлит, цементную печную пыль, пумицит и воду, и предоставление возможности композиции схватиться.

Изобретение относится к биополимерным буровым растворам, используемым при бурении скважин, в том числе горизонтальных, наклонно-направленных, а также для восстановления скважин бурением вторых стволов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции и ограничения водопритока в скважины, и может быть использовано при изоляции заколонного и межколонного пространства, герметизации обсадных колонн, герметизации резьбовых соединений и изоляции обводнившихся пропластков в нефтяных и газовых скважинах. Состав содержит, мас.%: карбамидоформальдегидная смола 50,0-95,0, сополимеризатор 4,5 - 45,0, растворитель 0,5 - 20,0 и инициатор полимеризации 0,5-3,0. Техническим результатом является повышение надежности и эффективности изоляции водопритока, улучшение изолирующих и упругодеформационных свойств, увеличение контролируемости процесса закачки состава в скважину, расширение температурного диапазона применения состава. 3 з.п. ф-лы, 2 табл., 20 пр.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к способам предупреждения и ликвидации поглощений бурового раствора в процессе строительства скважины. Технический результат - повышение эффективности способа бурения скважин, осложненных поглощающими горизонтами, при одновременном снижении материальных и временных затрат и обеспечении непрерывности процесса. Способ бурения скважин, осложненных поглощающими горизонтами, включает циркулирование пресного или минерализованного водного бурового раствора в стволе скважины, введение в него добавки, включающей высококоллоидальную глину и эфир целлюлозы, и последующее генерирование афронов посредством введения в буровой раствор афронобразующего поверхностно-активного вещества ПАВ. В качестве добавки используют в количестве не менее 1,2 мас. от массы бурового раствора афронстабилизирующий комплекс, обеспечивающий десятисекундное статическое напряжение сдвига образующегося бурового раствора, по меньшей мере 25,5 дПа, и содержащий указанный эфир целлюлозы, щелочную добавку Синтал БТ - продукт модификации жирных кислот калиевой щелочью и неионогенным ПАВ, и высококоллоидальную глину - палыгорскитовый глинопорошок, при следующем их массовом соотношении как :: соответственно. В качестве афронобразующего ПАВ используют для пресного бурового раствора ПАВ на основе сложных эфиров жирных кислот растительных масел, или альфа-олефинсульфонат натрия, или протеиновый пенообразователь, а для минерализованного бурового раствора - оксиэтилированные моноалкилфенолы или оксиэтилированные высшие жирные спирты в количестве 0,05-0,6 мас. от массы бурового раствора. 3 з.п. ф-лы, 3 табл., 2 пр.

Наверх