RU2753910C1 - Method for drilling and primary opening of productive layers - Google Patents
Method for drilling and primary opening of productive layers Download PDFInfo
- Publication number
- RU2753910C1 RU2753910C1 RU2020131890A RU2020131890A RU2753910C1 RU 2753910 C1 RU2753910 C1 RU 2753910C1 RU 2020131890 A RU2020131890 A RU 2020131890A RU 2020131890 A RU2020131890 A RU 2020131890A RU 2753910 C1 RU2753910 C1 RU 2753910C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling
- drilling mud
- drilling fluid
- productive
- bischofite
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 61
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 32
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 32
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 22
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 20
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 16
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 claims abstract description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims abstract description 11
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims abstract description 11
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims abstract description 11
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims abstract description 11
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 10
- DHRRIBDTHFBPNG-UHFFFAOYSA-L magnesium dichloride hexahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.[Mg+2].[Cl-].[Cl-] DHRRIBDTHFBPNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 10
- 238000005065 mining Methods 0.000 claims abstract description 8
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 claims abstract description 8
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 239000003518 caustics Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000003879 lubricant additive Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 claims abstract description 5
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 claims abstract description 5
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 claims abstract description 5
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 34
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 claims description 7
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 6
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 2
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 14
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 5
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 239000013530 defoamer Substances 0.000 abstract 2
- 239000004020 conductor Substances 0.000 abstract 1
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 14
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 9
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 9
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 5
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 2
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 2
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 239000010442 halite Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 2
- 230000009044 synergistic interaction Effects 0.000 description 2
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical compound NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000016571 aggressive behavior Effects 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 229920003064 carboxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920006184 cellulose methylcellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 150000002171 ethylene diamines Chemical class 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- -1 on the one hand Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 1
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 229920002239 polyacrylonitrile Polymers 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
- C09K8/10—Cellulose or derivatives thereof
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к области бурения скважин, составам для обработки буровых скважин, в частности, к способам первичного вскрытия продуктивных пластов. Изобретение применительно к сложным горно-геологическим условиям Восточной Сибири, где геологический разрез под эксплуатационную колонну представлен хемогенными породами (отложения галита), затем карбонатными и, залегающими ниже, терригенными, в том числе продуктивными отложениями. Продуктивные пласты характеризуются несколькими литотипами с фильтрационно-емкостными свойствами от высоких до предельно низких, пониженными пластовыми давлениями и температурами, высокой минерализацией пластовых вод.The present invention relates to the field of drilling wells, compositions for treating wells, in particular, to methods for the primary opening of productive formations. The invention is applied to the difficult mining and geological conditions of Eastern Siberia, where the geological section for the production casing is represented by chemogenic rocks (halite deposits), then carbonate and, lying below, terrigenous, including productive deposits. Productive formations are characterized by several lithotypes with reservoir properties from high to extremely low, low formation pressures and temperatures, high salinity of formation waters.
Традиционный способ первичного вскрытия продуктивных коллекторов в общем включает в себя: приготовление бурового раствора на водной основе; бурение интервала ствола скважины под эксплуатационную колонну с промывкой; первичное вскрытие продуктивного пласта на этом же растворе. Далее следуют геофизические исследования скважины и крепление ствола скважины с использованием обсадной колонны и тампонажного раствора.The traditional method for the primary opening of productive reservoirs generally includes: preparing a water-based drilling fluid; drilling a wellbore interval for a production casing with flushing; primary opening of the productive formation using the same solution. This is followed by well logging and wellbore casing using casing and cement slurry.
Эффективность первичного вскрытия продуктивного пласта при традиционном способе оказывается на низком уровне. При изменении температуры, давления, состава и соотношения насыщающих поровое пространство флюидов, проникновении посторонних химических веществ и выбуренной мелкодисперсной твердой фазы в прискважинной зоне пласта начинают происходить разнообразные физико-химические процессы. Продуктивность скважины снижается по отношению к потенциальной по причине снижения проницаемости прискважинной зоны пласта для нефти и газа.The efficiency of the primary opening of the productive formation with the traditional method turns out to be at a low level. With a change in temperature, pressure, composition and ratio of fluids saturating the pore space, the penetration of foreign chemicals and drilled fine solid phase in the near-wellbore zone of the formation, various physicochemical processes begin to occur. The productivity of the well decreases in relation to the potential due to a decrease in the permeability of the near-wellbore zone of the formation for oil and gas.
Известен способ первичного вскрытия, заключающийся в создании бурового раствора на водной основе, содержащего добавку, позволяющую уменьшить или предупредить повреждение породы-коллектора (см. патент RU 2277114 C2, МПК-2006.01, С09К 8/04 и E21B 43/22). Недостатком приведенного способа для рассматриваемых геологических условий является то, что в нем не учтена потенциальная возможность загрязнения продуктивного пласта за счет выпадения солей в порах при большой разнице в минерализациях фильтрата бурового раствора и пластовой воды. Более глубокое проникновение фильтрата в продуктивный пласт, обусловленное снижением поверхностного натяжения на границе фильтрат-нефть, увеличит масштаб такого загрязнения.There is a known method of primary opening, which consists in creating a water-based drilling fluid containing an additive that allows to reduce or prevent damage to the reservoir rock (see patent RU 2277114 C2, MPK-2006.01, С09К 8/04 and E21B 43/22). The disadvantage of the above method for the geological conditions under consideration is that it does not take into account the potential for contamination of the productive formation due to the precipitation of salts in the pores with a large difference in the mineralization of the mud filtrate and formation water. Deeper penetration of leachate into the reservoir, due to a decrease in surface tension at the filtrate-oil interface, will increase the scale of such contamination.
Известен безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных горизонтов в сложных горно-геологических условиях, в том числе хемогенных отложений, который содержит, мас. %: полимерный понизитель фильтрации - полианионную целлюлозу или карбоксиметилцеллюлозу, или карбоксиэтилцеллюлозу, или оксиэтилцеллюлозу, или гидролизованный полиакрилонитрил 0,1-1,0, биополимер ксантанового типа 0,2-0,5, этилендиамины жирных кислот - продукт конденсации этилендиамина и фосфатидного концентрата 0,05-3,0, гуматы щелочных металлов - углещелочной реагент (УЩР) или гуматно-калиевый реагент (ГКР) 3,0-6,0, соли щелочных и/или щелочноземельных металлов - KCl, NaCl, CaCl2, MgCl2, бишофит 3,0-40,0, вода - остальное (см. патент RU 2289603, МПК-2006.01 С09К 8/10).Known clayless drilling mud for opening productive horizons in difficult mining and geological conditions, including chemogenic deposits, which contains, by weight. %: polymer filtration reducer - polyanionic cellulose or carboxymethyl cellulose, or carboxyethyl cellulose, or hydroxyethyl cellulose, or hydrolyzed polyacrylonitrile 0.1-1.0, xanthan type biopolymer 0.2-0.5, ethylenediamines of fatty acids - condensation product of ethylenediamine and phosphate , 05-3.0, humates of alkali metals - carbon-alkali reagent (UCHR) or humate-potassium reagent (GKR) 3.0-6.0, salts of alkali and / or alkaline earth metals - KCl, NaCl, CaCl 2 , MgCl 2 , bischofite 3.0-40.0, water - the rest (see patent RU 2289603, MPK-2006.01 С09К 8/10).
Недостатками данного раствора являются высокая стоимость используемых химических реагентов с учетом концентраций, сложность в управлении свойствами при различных концентрациях компонентов из-за их разнонаправленного действия (разжижение, загущение). УЩР более эффективно работает в пресных и слабоминерализованных растворах; при высоких концентрациях солей в растворе и солевой агрессии высокоминерализованной пластовой воды быстро теряет эффективность. В растворе отсутствуют реагенты, повышающие и поддерживающие рН воды на уровне 7-10, что необходимо для обеспечения функционирования полимеров. В прототипе отсутствует реагент-пеногаситель, что не учитывает потенциальную склонность раствора такого типа к пенообразованию. Применение растворов с концентрацией хлорида натрия ниже 18-20% способствует активному растворению отложений галита, увеличению кавернозности ствола скважин с сопутствующими осложнениями.The disadvantages of this solution are the high cost of the chemicals used, taking into account the concentrations, the difficulty in controlling the properties at various concentrations of the components due to their multidirectional action (liquefaction, thickening). UShchR works more effectively in fresh and low-mineralized solutions; at high concentrations of salts in solution and salt aggression, highly mineralized formation water quickly loses its effectiveness. The solution does not contain reagents that increase and maintain the pH of water at a level of 7-10, which is necessary to ensure the functioning of the polymers. The prototype lacks an antifoam reagent, which does not take into account the potential tendency of this type of solution to foaming. The use of solutions with sodium chloride concentration below 18-20% promotes the active dissolution of halite deposits, an increase in wellbore cavernosity with accompanying complications.
Сущность предлагаемого изобретения в разработанном эффективном составе бурового раствора, и соответствующей технологии применения бурового раствора, что в комплексе позволяет повысить продуктивность, сохранив при этом высокое качество строительства скважин в сложных горно-геологических условиях. Состав и концентрация компонентов бурового раствора обеспечивают необходимые структурные и реологические свойства для бурения наклонно-направленных и горизонтальных участков скважин.The essence of the invention lies in the developed effective composition of the drilling fluid, and the corresponding technology for the use of the drilling fluid, which in combination can increase productivity, while maintaining the high quality of well construction in difficult mining and geological conditions. The composition and concentration of the drilling fluid components provide the necessary structural and rheological properties for drilling deviated and horizontal well sections.
Разработанный состав включает специальные реагенты и материалы, а именно каустическую и/или кальцинированную соду, хлорид натрия и бишофит, крахмальный реагент, ксантановый биополимер, кольматант карбонат кальция, смазочную добавку, пеногаситель и воду. Состав бурового раствора приведен в таблице 1.The developed composition includes special reagents and materials, namely caustic and / or soda ash, sodium chloride and bischofite, starch reagent, xanthan biopolymer, calcium carbonate bridging agent, lubricant, antifoam and water. The drilling fluid composition is shown in Table 1.
Введение каустической и/или кальцинированной соды обеспечивает рН воды на уровне от 7 до 10, за счет чего полимерные реагенты бурового раствора работают наиболее эффективно.The introduction of caustic and / or soda ash provides the pH of the water at a level of 7 to 10, due to which the polymer reagents of the drilling mud work most effectively.
Сочетание солей в подобранных соотношении и концентрации позволяет значительно снизить интенсивность физико-химических явлений массопереноса (диффузия, осмос) и других за счет сведения к минимуму разницы минерализаций фильтрата бурового раствора и высокоминерализованных пластовых вод. Снижается количество и глубина проникновения фильтрата бурового раствора. Область взаимодействия фильтрата с породой и пластовыми флюидами сокращается. Повышается качество первичного вскрытия продуктивного пласта. Кавернозность ствола скважины, в том числе в интервале хемогенных отложений, минимальна.The combination of salts in the selected ratio and concentration can significantly reduce the intensity of physicochemical phenomena of mass transfer (diffusion, osmosis) and others by minimizing the difference in mineralization of the drilling mud filtrate and highly mineralized formation waters. The amount and depth of penetration of the drilling mud filtrate is reduced. The area of interaction of the filtrate with the rock and formation fluids is reduced. The quality of the primary opening of the productive formation is improving. Wellbore cavernosity, including in the interval of chemogenic deposits, is minimal.
Ксантановый биополимер в растворе отвечает за структурообразование.Xanthan biopolymer in solution is responsible for structure formation.
Крахмальный реагент в растворе понижает показатель фильтрации и участвует в структурообразовании.The starch reagent in the solution reduces the filtration rate and participates in structure formation.
Оба примененных полимера являются природными, и при попадании в поровое пространство продуктивного пласта со временем разлагаются, способствуя притоку пластовых флюидов к скважине.Both polymers used are natural, and when they enter the pore space of a productive formation, they decompose over time, contributing to the flow of formation fluids to the well.
Обнаружено синергетическое взаимодействие водного раствора хлорида натрия и бишофита с одной стороны и крахмального реагента в связке с ксантановым биополимером с другой, в направлении снижения показателя фильтрации и повышения реологических параметров бурового раствора. Потребность в крахмальном реагенте для обеспечения необходимых параметров ниже чем в известных рецептурах биополимерных минерализованных буровых растворов. Фильтрат разработанного бурового раствора характеризуется повышенной вязкостью.A synergistic interaction of an aqueous solution of sodium chloride and bischofite, on the one hand, and a starch reagent in conjunction with a xanthan biopolymer, on the other, in the direction of decreasing the filtration rate and increasing the rheological parameters of the drilling fluid was found. The need for a starch reagent to provide the required parameters is lower than in known formulations of biopolymer mineralized drilling fluids. The filtrate of the developed drilling fluid is characterized by high viscosity.
Кольматант карбонат кальция, подобранный по гранулометрическому составу к размерам пор продуктивного пласта, участвует в создании у стенок скважины плотного кольматационного экрана, уменьшающего область проникновения.The colmatant calcium carbonate, selected in terms of particle size distribution to the pore size of the productive formation, participates in creating a dense colmatation screen at the wellbore walls, which reduces the area of penetration.
Введение смазочной добавки улучшает смазочные показатели бурового раствора, снижает коррозионное воздействие на оборудование.The introduction of a lubricant additive improves the lubricating performance of the drilling fluid, reduces the corrosive effect on the equipment.
Введение пеногасителя предупреждает возможное пенообразование в минерализованном растворе и тем самым способствует стабильности параметров бурового раствора.The introduction of an antifoam agent prevents possible foaming in the brine and thereby contributes to the stability of the parameters of the drilling fluid.
В целом буровой раствор характеризуется сбалансированным составом, обладающим синергетической эффективностью в направлении повышения качества первичного вскрытия продуктивных пластов.In general, the drilling fluid is characterized by a balanced composition with a synergistic efficiency in the direction of improving the quality of the primary opening of productive formations.
Технология применения разработанного бурового раствора заключается в следующем. Готовят буровой раствор с концентрацией компонентов и параметрами для бурения из-под кондуктора до продуктивного пласта (таблицы 2 и 3), после разбуривания оснастки кондуктора осуществляют перевод скважины на разработанный буровой раствор. Бурение до кровли продуктивного пласта осуществляют на буровом растворе с соответствующими параметрами, при необходимости пополняют объем бурового раствора в циркуляции. Для первичного вскрытия продуктивного пласта за 10-30 м до его кровли осуществляют замену части бурового раствора на вновь приготовленную порцию с оптимальными компонентным составом и параметрами в объеме 60-80 м3.The technology of using the developed drilling fluid is as follows. A drilling fluid is prepared with the concentration of components and parameters for drilling from under the surface of the casing to the productive formation (Tables 2 and 3), after drilling out the casing equipment, the well is transferred to the developed drilling fluid. Drilling to the top of the productive formation is carried out on drilling mud with appropriate parameters, if necessary, the volume of drilling mud in the circulation is replenished. For the primary opening of the productive formation 10-30 m before its roof, part of the drilling fluid is replaced with a newly prepared portion with the optimal component composition and parameters in the volume of 60-80 m 3 .
Бурят скважину от кровли продуктивного пласта до окончательного забоя, проводят геофизические исследования, спуск и цементирование эксплуатационной колонны.A well is drilled from the top of the productive formation to the final bottom, geophysical surveys, running and cementing of the production string are carried out.
Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующим примером.The essence of the invention is illustrated by the following example.
Пример. Для приготовления 120 м3 бурового раствора на эксплуатационной наклонно-направленной скважине Ленского месторождения (на ботуобинский горизонт) было израсходовано следующее количество реагентов: кальцинированная сода - 75 кг; каустическая сода - 75 кг; хлорид натрия - 29000 кг; пеногаситель - 30 л; бишофит - 12000 кг; крахмальный реагент - 1000 кг; ксантановый биополимер - 325 кг; смазочная добавка - 220 кг, остальное - вода.Example. To prepare 120 m 3 of drilling mud at the production directional well of the Lenskoye field (on the Botuobinsky horizon), the following amount of reagents was consumed: soda ash - 75 kg; caustic soda - 75 kg; sodium chloride - 29,000 kg; antifoam agent - 30 l; bischofite - 12,000 kg; starch reagent - 1000 kg; xanthan biopolymer - 325 kg; lubricant additive - 220 kg, the rest is water.
Перед началом бурения интервала под эксплуатационную колонну произведен контрольный замер параметров бурового раствора (таблица 4).Before the start of drilling the interval for the production casing, a control measurement of the parameters of the drilling fluid was made (Table 4).
В полевой лаборатории с использованием стандартных методик на указанных приборах и оборудовании исследовали следующие параметры заявляемого бурового раствора в емкостях: рычажные весы - плотность, кг/м3; вискозиметр ВБР-1 - условная вязкость, с; ротационный вискозиметр - пластическую вязкость, мПа⋅с; динамическое напряжение сдвига, дПа, статическое напряжение сдвига, дПа; фильтр-пресс - показатель фильтрации, см3/30 мин; рН-метр - кислотность среды.In the field laboratory, using standard techniques on the specified devices and equipment, the following parameters of the proposed drilling fluid in containers were investigated: beam balance - density, kg / m 3 ; viscometer VBR-1 - conditional viscosity, s; rotary viscometer - plastic viscosity, mPa⋅s; dynamic shear stress, dPa; static shear stress, dPa; filter press - filtration rate, cm 3/30 min; pH meter - acidity of the medium.
Перед кровлей продуктивного пласта приготовили 80 м3 бурового раствора для частичного замещения. При этом израсходовано следующее количество реагентов: кальцинированная сода - 50 кг; каустическая сода - 50 кг; хлорид натрия - 20000 кг; пеногаситель - 20 л; бишофит - 8000 кг; крахмальный реагент - 1075 кг; ксантановый биополимер - 250 кг; кольматант карбонат кальция - 5000 кг; смазочная добавка - 440 кг, остальное - вода. Произведен контрольный замер параметров приготовленной порции бурового раствора в емкостях (таблица 5).Before the top of the productive formation, 80 m 3 of drilling mud was prepared for partial replacement. In this case, the following amount of reagents was consumed: soda ash - 50 kg; caustic soda - 50 kg; sodium chloride - 20,000 kg; antifoam agent - 20 l; bischofite - 8000 kg; starch reagent - 1075 kg; xanthan biopolymer - 250 kg; bridging agent calcium carbonate - 5000 kg; lubricant additive - 440 kg, the rest is water. A control measurement of the parameters of the prepared portion of the drilling fluid in the tanks was made (Table 5).
Параметры бурового раствора при окончательной промывке (забой 1564 м) после проведения геофизических исследований перед спуском эксплуатационной колонны приведены в таблице 6.The parameters of the drilling fluid during the final flushing (bottomhole 1564 m) after geophysical surveys before running the production string are shown in Table 6.
По результату испытания скважины получен дебит, значительно превышающий плановый, и в тоже время сопоставимый с дебитом скважины пробуренной на равновесии с использованием товарной нефти.As a result of the well test, a production rate was obtained that significantly exceeded the planned one, and at the same time was comparable to the production rate of a well drilled at equilibrium using marketable oil.
Предлагаемый способ первичного вскрытия опробован также на двух скважинах Алинского месторождения (на хамакинский горизонт), где получен средний прирост дебита по отношению к базовым скважинам, равный 37%.The proposed method of primary opening was also tested on two wells of the Alinskoye field (on the Khamakinsky horizon), where an average increase in production rate in relation to the base wells was obtained, equal to 37%.
Таким образом, предлагается новый способ первичного вскрытия продуктивных пластов, заключающийся в разработанном эффективном составе бурового раствора, и соответствующей технологии применения бурового раствора, что в комплексе позволяет повысить продуктивность скважины и качество строительства скважин в сложных горно-геологических условиях.Thus, a new method is proposed for the primary opening of productive formations, which consists in the developed effective composition of the drilling fluid and the corresponding technology for using the drilling fluid, which in combination can increase the productivity of the well and the quality of well construction in difficult mining and geological conditions.
Предлагаемый новый способ при сравнении с известными имеет следующие отличия:The proposed new method, when compared with the known ones, has the following differences:
- состав и параметры бурового раствора синхронизированы с технологией его применения, предусматривается два этапа - бурение до пласта и бурение в интервале продуктивного пласта (первичное вскрытие);- the composition and parameters of the drilling fluid are synchronized with the technology of its application, two stages are envisaged - drilling to the formation and drilling in the interval of the productive formation (primary opening);
- состав и параметры бурового раствора адаптированы к геологическому разрезу и оптимально подобраны для обеспечения качественного первичного вскрытия терригенных продуктивных пластов в Восточной Сибири;- the composition and parameters of the drilling fluid are adapted to the geological section and are optimally selected to ensure high-quality primary penetration of terrigenous productive strata in Eastern Siberia;
- при разработке бурового раствора обнаружено и использовано синергетическое взаимодействие солевого раствора хлорида натрия и бишофита с одной стороны и крахмального реагента в связке с ксантановым биополимером с другой, в направлении снижения показателя фильтрации и повышения структурных и реологических параметров бурового раствора.- during the development of drilling fluid, a synergistic interaction of sodium chloride and bischofite salt solution on the one hand and starch reagent in conjunction with xanthan biopolymer on the other was discovered and used, in the direction of reducing the filtration rate and increasing the structural and rheological parameters of the drilling fluid.
В составе бурового раствора предполагается использование преимущественно отечественных материалов и реагентов.The composition of the drilling fluid is supposed to use mainly domestic materials and reagents.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020131890A RU2753910C1 (en) | 2020-09-25 | 2020-09-25 | Method for drilling and primary opening of productive layers |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020131890A RU2753910C1 (en) | 2020-09-25 | 2020-09-25 | Method for drilling and primary opening of productive layers |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2753910C1 true RU2753910C1 (en) | 2021-08-24 |
Family
ID=77460416
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020131890A RU2753910C1 (en) | 2020-09-25 | 2020-09-25 | Method for drilling and primary opening of productive layers |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2753910C1 (en) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2289603C1 (en) * | 2005-03-01 | 2006-12-20 | Дочерняя Компания "Укргазвыдобування" Национальной Акционерной Компании "Нафтогаз Украины" | Biopolymer drilling fluid |
| US20080300151A1 (en) * | 2007-05-31 | 2008-12-04 | Mohand Melbouci | Oil-well cement fluid loss additive compostion |
| RU2440397C1 (en) * | 2010-07-16 | 2012-01-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Clay-free drilling fluid for completion of formations of controlled directional and horizontal wells in conditions of abnormally high formation pressures |
| RU2648379C1 (en) * | 2017-05-22 | 2018-03-26 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Polysalt biopolymer mud flush poly-s |
| RU2683448C1 (en) * | 2018-02-12 | 2019-03-28 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Strengthened mineralized boring solution for the opening of productive plates with abnormally high plastic pressure |
| RU2695201C1 (en) * | 2018-11-29 | 2019-07-22 | Общество с ограниченной ответственностью "МИРРИКО" | Drill mud for primary opening of productive formation |
-
2020
- 2020-09-25 RU RU2020131890A patent/RU2753910C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2289603C1 (en) * | 2005-03-01 | 2006-12-20 | Дочерняя Компания "Укргазвыдобування" Национальной Акционерной Компании "Нафтогаз Украины" | Biopolymer drilling fluid |
| US20080300151A1 (en) * | 2007-05-31 | 2008-12-04 | Mohand Melbouci | Oil-well cement fluid loss additive compostion |
| RU2440397C1 (en) * | 2010-07-16 | 2012-01-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Clay-free drilling fluid for completion of formations of controlled directional and horizontal wells in conditions of abnormally high formation pressures |
| RU2648379C1 (en) * | 2017-05-22 | 2018-03-26 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Polysalt biopolymer mud flush poly-s |
| RU2683448C1 (en) * | 2018-02-12 | 2019-03-28 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Strengthened mineralized boring solution for the opening of productive plates with abnormally high plastic pressure |
| RU2695201C1 (en) * | 2018-11-29 | 2019-07-22 | Общество с ограниченной ответственностью "МИРРИКО" | Drill mud for primary opening of productive formation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5881826A (en) | Aphron-containing well drilling and servicing fluids | |
| US11591506B2 (en) | Method for making and using a drilling fluid | |
| CN107801398B (en) | Date seed powder as fluid loss additive for drilling fluids | |
| RU2303047C1 (en) | Highly inhibited drilling | |
| US10202532B2 (en) | Drilling fluid and method for drilling a wellbore | |
| EA022202B1 (en) | Methods and aqueous based wellbore fluids for reducing wellbore fluid loss and filtrate loss | |
| RU2521259C1 (en) | Drilling mud | |
| RU2648379C1 (en) | Polysalt biopolymer mud flush poly-s | |
| RU2582197C1 (en) | Drilling mud | |
| RU2753910C1 (en) | Method for drilling and primary opening of productive layers | |
| Blinov et al. | Rheological and Filtration Parameters of the Polymer Salt Drilling Fluids Based on Xanthan Gum | |
| CN109679597A (en) | A kind of closure film forming high inhibition drilling fluid and preparation method | |
| RU2710654C1 (en) | Highly inhibited invert drilling agent | |
| RU2738187C1 (en) | Emulsion drilling mud | |
| US11441367B2 (en) | Direct emulsions and methods of use | |
| CA2802048A1 (en) | Drilling fluid and method for drilling a wellbore | |
| RU2737823C1 (en) | Mudmax inhibited drilling mud | |
| Yodgorov et al. | Results of industrial testing of oil emulsion drilling mud in the Ustyurt urban area | |
| Yin et al. | IMPROVING THE WELLBORE STABILITY OF SHALE FORMATION WITH WATER ACTIVITY REGULATION | |
| RU2268283C1 (en) | Drilling foam composition | |
| Kolosov et al. | Analysis of the efficiency of drilling petrocom solution for primary exposure of production formation at the Bolshoy Olkhovsky field named after VN Vinogradov | |
| PL240998B1 (en) | Drilling mud for drilling through coal seams | |
| RU2616634C1 (en) | Polymer peat alkaline drilling mud | |
| RU2277572C1 (en) | High-mineralization clayless drilling mud | |
| EA037804B1 (en) | Inhibiting mud for drilling high-colloidal clay deposits |