EA038636B1 - Способ ликвидации поглощений бурового раствора при строительстве нефтяных и газовых скважин - Google Patents
Способ ликвидации поглощений бурового раствора при строительстве нефтяных и газовых скважин Download PDFInfo
- Publication number
- EA038636B1 EA038636B1 EA202091051A EA202091051A EA038636B1 EA 038636 B1 EA038636 B1 EA 038636B1 EA 202091051 A EA202091051 A EA 202091051A EA 202091051 A EA202091051 A EA 202091051A EA 038636 B1 EA038636 B1 EA 038636B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- silicon dioxide
- oil
- rest
- nanoparticles
- particle size
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 58
- 238000010276 construction Methods 0.000 title claims description 13
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 75
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 62
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims abstract description 56
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 50
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 40
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 37
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 37
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 35
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 29
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims abstract description 28
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 28
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 claims abstract description 28
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims abstract description 27
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 27
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims abstract description 20
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 20
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000011859 microparticle Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 14
- YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N iron;titanium;trihydrate Chemical compound O.O.O.[Ti].[Fe] YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 13
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 61
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 claims description 36
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 31
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 31
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 30
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 22
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 229910021486 amorphous silicon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 15
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 13
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 13
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 10
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 10
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 10
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 10
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 10
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 10
- 235000021122 unsaturated fatty acids Nutrition 0.000 claims description 10
- 150000004670 unsaturated fatty acids Chemical class 0.000 claims description 10
- ARXJGSRGQADJSQ-UHFFFAOYSA-N 1-methoxypropan-2-ol Chemical compound COCC(C)O ARXJGSRGQADJSQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000012760 heat stabilizer Substances 0.000 claims description 6
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid group Chemical group C(CCCCCCC\C=C/CCCCCCCC)(=O)O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 claims description 5
- 239000006187 pill Substances 0.000 abstract 2
- AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L manganese oxide Inorganic materials [Mn].O[Mn]=O.O[Mn]=O AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract 1
- KVGMATYUUPJFQL-UHFFFAOYSA-N manganese(2+) oxygen(2-) Chemical compound [O--].[O--].[O--].[O--].[Mn++].[Mn++].[Mn++] KVGMATYUUPJFQL-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 21
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 9
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 8
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 8
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 5
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 5
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- OMOYYCNTSLVTOE-SYXWNFKLSA-N 2-[[(e)-3-(carboxymethylimino)prop-1-enyl]amino]acetic acid Chemical compound OC(=O)CN\C=C\C=NCC(O)=O OMOYYCNTSLVTOE-SYXWNFKLSA-N 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 4
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 4
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 3
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 3
- 239000003017 thermal stabilizer Substances 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-ZSJDYOACSA-N Heavy water Chemical compound [2H]O[2H] XLYOFNOQVPJJNP-ZSJDYOACSA-N 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 description 2
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- 102100024321 Alkaline phosphatase, placental type Human genes 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001807 Urea-formaldehyde Polymers 0.000 description 1
- 230000001154 acute effect Effects 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 description 1
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 230000003749 cleanliness Effects 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001739 density measurement Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000011534 incubation Methods 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 108010031345 placental alkaline phosphatase Proteins 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 238000003908 quality control method Methods 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/5045—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- 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
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
-
- 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
- C09K8/40—Spacer compositions, e.g. compositions used to separate well-drilling from cementing masses
-
- 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
-
- 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- 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
- E21B21/003—Means for stopping loss of drilling fluid
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/10—Nanoparticle-containing well treatment fluids
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Catalysts (AREA)
- Compounds Of Alkaline-Earth Elements, Aluminum Or Rare-Earth Metals (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологиям ликвидации поглощений бурового раствора при бурении нефтяных и газовых скважин. Способ включает последовательную закачку в пласт блокирующей пачки и продавочной жидкости. При этом в качестве блокирующей пачки используют эмульсионно-суспензионную систему, содержащую дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти, эмульгатор, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния, сухую аморфную двуокись кремния, микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия. При этом в качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологиям ликвидации поглощений бурового раствора при строительстве нефтяных и газовых скважин.
Одной из наиболее актуальных проблем в отрасли строительства нефтяных и газовых скважин является поглощение бурового раствора высокопроницаемыми пластами и пластами с аномально-низким пластовым давлением (АНПД). Указанные геолого-физические особенности подземных пластов приводят к осложнениям технологических процессов вплоть до остановки процесса строительства скважины.
Особенно остро проблема поглощений классических буровых растворов проявляется при вскрытии пластов с АНПД. Под классическими буровыми растворами понимаются наиболее широко применяемые в процессах строительства скважин солевые растворы различной плотности. Ликвидация поглощений в пластах с АНПД не может быть осуществлена классическими буровыми растворами на водной основе в связи с их низкой вязкостью, слабой адгезией, отсутствием тампонирующей способности и гидрофилизацией поверхности горных пород при первичном вскрытии продуктивных пластов.
Для борьбы с такого рода осложнением необходимо применять специальные технологические жидкости с относительно невысокой плотностью, повышенными вязкостными и адгезионными свойствами.
Основными недостатками всех классических буровых растворов на водной основе является гидрофилизация поверхности горных пород, низкая вязкость, слабая адгезия и отсутствие тампонирующей способности, которые приводят к неконтролируемой фильтрации бурового раствора вглубь вскрытого пласта при поглощениях.
В связи с этим, при вскрытии пластов с аномальными условиями применение классических буровых растворов неэффективно. В процессах строительства скважин при бурении интервалов с аномальными условиями необходимо применять особые технологические жидкости - блокирующие составы (блокирующие пачки). Физико-химические свойства блокирующих составов значительно отличаются от свойств классических буровых растворов.
Степень проявления факторов, осложняющих процессы строительства скважин, находится в зависимости от горно-геологических условий месторождения и геолого-физических параметров пластов.
Наиболее часто осложняющие факторы проявляются в следующих условиях:
при бурении скважин в зонах залегания пластов с пластовым давлением ниже гидростатического (в этих условиях происходит неконтролируемое поглощение бурового раствора в больших объемах, что приводит к гидрофилизации поверхности горных пород, увеличению срока строительства скважины, дополнительным затратам и остановке процесса бурения);
при бурении скважин в зонах залегания пластов с повышенным пластовым давлением относительно гидростатического (применение тяжелых буровых растворов на водной основе не обеспечивает стабилизацию давления в системе пласт-скважина и при репрессии происходит гидрофилизация поверхности горных пород).
Для повышения эффективности процессов строительства нефтяных и газовых скважин и решения задачи ликвидации осложнений при вскрытии пластов с аномальными условиями необходимо применение технологических жидкостей с особыми реологическими, поверхностно-активными и тампонирующими свойствами.
Из уровня техники известен способ предупреждения и ликвидации зон поглощений в скважине (авт.св. СССР № 1714081, МПК Е21В 33/13, Е21В 33/138, дата публикации 23.02.1992), включающий последовательную закачку в интервал поглощающего пласта водного раствора соли поливалентного металла и полимерного тампонажного материала с последующим продавливанием их в поглощающий пласт. Недостатком способа является необходимость насыщения поглощающего интервала водными растворами солей поливалентных металлов для последующей реакции водного раствора с полимерным материалом (смесь карбамидной смолы), который закачивается следом. В условиях поглощений водный раствор солей ввиду низкой вязкости будет полностью поглощен принимающим интервалом и профильтрован вглубь пласта. В этих условиях закачиваемый следом полимерный материал с вязкостью выше, чем водный раствор солей, не смешается с водным раствором солей и соответственно смесь не наберет необходимые реологические свойства для создания блокирующего экрана.
Известен способ ликвидации поглощений при бурении и эксплуатации скважин (авт.св. СССР № 1810490, МПК Е21В 33/138, дата публикации 23.04.1993), включающий последовательную закачку дизельных и масляных щелочных отходов нефтепереработки, разделительной жидкости или промывочной жидкости и водного раствора хлористого кальция или магния, с продавкой их водой или промывочной жидкостью. В качестве разделительной и продавочной жидкости используют воду или глинистый промывочный раствор. В зависимости от уровня поглощений изменяют количественный объем закачиваемых порций. Недостатками способа является невозможность регулирования реологических параметров основного блокирующего агента - дизельных и масляных щелочных отходов нефтепереработки, а также отсутствие в составе твердых частиц. В связи с этим способ будет неэффективен при ликвидации поглощений в высокопроницаемых интервалах пластов.
Известен способ изоляции зон поглощений в скважинах, направленный на повышение эффективности блокировки зон поглощений (патент РФ № 2139410, МПК Е21В 33/138, дата публикации 10.10.1999). Способ включает закачку блокирующего состава и продавочной жидкости, при этом одновременно зака
- 1 038636 чивают не менее двух составов, образующих в процессе смешения и продвижения в стволе скважины неньютоновскую высоковязкую дисперсную систему. Недостатками способа является отсутствие возможности регулирования реологических параметров двух последовательно закачиваемых составов, а также невозможность контроля и регулирования процесса смешения составов в процессе их движения в колонне насосно-компрессорных труб.
Известен способ добычи нефти в порово-трещиноватых коллекторах (патент РФ № 2465446, МПК Е21В 43/22, Е21В 43/32, дата публикации 27.10.2012), снижающий обводненность продукции скважин, который может быть использован, в частности, при ликвидации поглощений в процессе строительства и ремонта скважин. Недостатками способа являются многокомпонентность и сложность приготовления блокирующего состава в промысловых условиях, а также необратимая кольматация фильтрационных каналов при первичном вскрытии продуктивных интервалов нефтегазоносных пластов.
Для решения указанных проблем в области строительства нефтяных и газовых скважин предлагается способ ликвидации поглощений бурового раствора в высокопроницаемых пластах или пластах с АНПД, основанный на закачке в пласт блокирующей пачки в виде эмульсионно-суспензионной системы и продавке водным раствором хлористого кальция или хлористого калия.
Сущность изобретения заключается в том, что способ включает следующие последовательные этапы: закачку в пласт блокирующей пачки и продавочной жидкости, при этом в качестве блокирующей пачки используют эмульсионно-суспензионную систему, содержащую дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти, эмульгатор, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния, сухую аморфную двуокись кремния, микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия, а в качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия. При этом для ликвидации поглощений бурового раствора в пластах с интенсивностью поглощений до 20 м3/ч включительно (частичное поглощение) в качестве блокирующей пачки можно использовать эмульсионно-суспензионную систему, содержащую (мас.%): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 15-30, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0,5-1, сухую аморфную двуокись кремния (92-99%) с размером частиц от 5 до 500 нм - 1-3, микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца с размером частиц от 0,2 до 5 мкм - 5-10 и водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное. Для ликвидации поглощений бурового раствора в пластах с интенсивностью поглощений более 20 м3/ч (полное или катастрофическое поглощение) в качестве блокирующей пачки можно использовать эмульсионно-суспензионную систему, содержащую (мас.%): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 5-15, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0,5-1, сухую аморфную двуокись кремния (92-99%) с размером частиц от 5 до 500 нм - 3-5, микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца с размером частиц от 0,2 до 5 мкм - 5-10 и водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное. В качестве коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния можно использовать композицию, содержащую (мас.%): двуокись кремния - 31-32,5 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67-69, воду - остальное; либо двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-69 и метиловом спирте - остальное; либо двуокись кремния -29-31 в этиленгликоле - остальное. В качестве эмульгатора можно использовать композицию, содержащую (мас.%): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевую, олеиновую, линоленовую) и смоляных кислот - 40-42, окись амина - 0,7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0,5-1, дизельное топливо (летнее или зимнее) - остальное.
Положенное в основу способа радиальное размещение блокирующей пачки в поглощающем пласте обеспечивает создание блокирующего экрана, который благодаря комплексу высоких адгезионных и реологических характеристик способен противостоять высокому перепаду давлений (до 300 атм) без прорыва пластового флюида и поглощений бурового раствора.
При движении эмульсионно-суспензионной системы (ЭСС) в пористой среде ее эффективная вязкость зависит от объемного водосодержания в ЭСС и скорости фильтрации ЭСС в пористой среде, увеличиваясь с ростом объемного водосодержания и снижением скорости фильтрации. Это приводит к тому, что при движении ЭСС в пористой среде происходит саморегулирование вязкостных свойств, скорости и направления фильтрации вглубь пласта. Эти реологические свойства ЭСС позволяют сформировать радиальный экран, который преимущественно блокирует наиболее проницаемые интервалы пласта.
Увеличение вязкости ЭСС при взаимодействии с водой и разложение ЭСС при взаимодействии с углеводородами обеспечивает селективность действия блокирующей пачки и позволяет предотвратить необратимую кольматацию продуктивного пласта при первичном вскрытии. Гидрофобность и поверхностная активность ЭСС обеспечивает изменение фазовой проницаемости преимущественно гидрофильных горных пород продуктивных пластов.
Техническим результатом изобретения является повышение технологической эффективности мероприятий по ликвидации поглощений бурового раствора в высокопроницаемых пластах или пластах с АНПД, упрощение приготовления блокирующего состава в промысловых условиях, возможность регулирования реологических параметров составов как в поверхностных условиях, так и при их движении в
- 2 038636 колонне бурильных труб.
Изобретение иллюстрируется следующими графическими материалами.
На фиг. 1 приведена таблица, раскрывающая технику и оборудование для приготовления и закачки технологических жидкостей.
На фиг. 2 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений плотности эмульсионносуспензионных систем (плотность водной составляющей - 1280 кг/м3).
На фиг. 3 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений агрегативной устойчивости эмульсионно-суспензионных систем (плотность водной составляющей - 1280 кг/м3).
На фиг. 4 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений кинематической вязкости эмульсионно-суспензионных систем (плотность водной составляющей - 1280 кг/м3).
Подготовительные работы на скважине
При первых признаках возникновения поглощений в процессе строительства скважины необходимо осуществить следующие мероприятия:
оценить приемистость скважины на разных режимах расхода бурового насоса (данные фиксировать по максимальному значению);
при падении статического уровня необходимо оценить скорость снижения уровня раствора в скважине и уровень стабилизации, определить интенсивность поглощений как во время бурения на различных режимах, так и в статике;
по фактическим данным мониторинга приемистости (или интенсивности поглощений) принимать решение по составу блокирующей пачки. Объем блокирующей пачки определяется в зависимости от интенсивности поглощений или приемистости интервала и находится в интервале 5-25 м3 на метр вскрытой толщины пласта (м3/м), но не менее 150% от объема, достаточного для перекрытия поглощающего интервала.
1(0-МПа) .......
, _ х 4 поглощающего интервала можно проводить по следующей формуле:
9,8-TVD-(ECD-S) где
I - интенсивность поглощений при определенном расходе насоса, 4 ;
TVD - глубина скважины по вертикали, м;
КГ
ECD - эквивалентная циркуляционная плотность, “3;
КГ
S - удельный вес раствора, и3
Приготовление блокирующей пачки
Приготовление блокирующей пачки производится на установках приготовления растворов: блок приготовления растворов БПР (емкость с лопастной мешалкой и внешним центробежным насосом). Необходимое оборудование для приготовления эмульсионных систем представлено на фиг. 1.
Для ликвидации поглощений бурового раствора в пластах с интенсивностью поглощений до 20 м3/ч включительно (частичное поглощение) в емкость для приготовления блокирующей пачки набирают (% масс) дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 15-30. Далее запускают центробежный насос на циркуляцию и лопастной перемешиватель. После этого последовательно в дизельном топливе диспергируют эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.5-1, сухую аморфную двуокись кремния (92-99%) с размером частиц от 5 до 500 нм. -1-3 и микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца с размером частиц от 0,2 до 5 мкм - 5-10, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное.
Для ликвидации поглощений бурового раствора в пластах с интенсивностью поглощений более 20 м3/ч (полное или катастрофическое поглощение) в емкость для приготовления блокирующей пачки набирают (мас.%) дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 5-15. Далее запускают центробежный насос на циркуляцию и лопастной перемешиватель. После этого последовательно в дизельном топливе диспергируют эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.51, сухую аморфную двуокись кремния (92-99%) с размером частиц от 5 до 500 нм - 3-5 и микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца с размером частиц от 0.2 до 5 мкм - 5-10, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное.
Независимо от интенсивности поглощений пластов (более или менее 20 м3/ч) в качестве коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния можно использовать композицию, содержащую (мас.%):
двуокись кремния - 31-32.5 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67-69, воду - остальное, или двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-69 и метиловом спирте - остальное, или двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное.
В качестве эмульгатора можно использовать композицию, содержащую (мас.%): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевую, олеиновую, линоленовую) и смоляных кислот - 40-42,
- 3 038636 окись амина - 0.7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5-1, дизельное топливо (летнее или зимнее) - остальное.
Ввод составляющих в углеводородную основу производится через эжектор с помощью вакуумного шланга или через открытый верх емкости БПР.
Технологические емкости должны быть оборудованы лопастными мешалками, обеспечивающими постоянное и равномерное распределение реагентов по всему объему. Для обеспечения получения и поддержания свойств стабильности систем рекомендуется применять лопастные мешалки с реверсивным направлением вращения.
Качество приготовления и стабильность свойств систем зависит от полноты охвата перемешиванием всего объема емкости приготовления, чистоты емкостей, скорости ввода составляющих и времени диспергирования. Рекомендуется использовать емкость со «скошенными» углами (форма близкая к цилиндрической).
Контроль качества приготовления ЭСС
Контроль проводится путем проверки седиментационной устойчивости систем. Тест считается положительным, если при выдержке ЭСС при комнатной температуре в течение 2 ч произошло отделение водной или углеводородной фазы не более 3% от объема ЭСС.
Перечень оборудования и специальной техники для проведения работ на скважине Количество и вид специальной техники представлены на фиг. 1. Расчет произведен при условии приготовления систем на растворном узле БПР. Представленный перечень оборудования и специальной техники является базовым и может включать в себя дополнительные наименования в зависимости от условий проведения работ, месторасположения растворного узла. Закачка блокирующей пачки в скважину может быть произведена с применением буровых насосов.
Технология осуществления способа
Порядок технологических операций:
1. Перевод нагнетательной линии на БПР.
2. Закачка в скважину блокирующей пачки в объеме 5-25 м3/м, но не менее 150% от объема, достаточного для перекрытия поглощающего интервала.
3. Продавка блокирующей пачки водным раствором хлористого кальция или хлористого калия в объеме достаточном для выхода блокирующей пачки из колонны бурильных труб.
4. Поднятие компоновки низа бурильной колонны (КНБК) на 50 м выше интервала установки блокирующей пачки.
5. Закрытие превентора.
6. Продавка водным раствором хлористого кальция или хлористого калия в объеме не менее 150% от объема блокирующей пачки. Продавку производить с низким расходом, периодической остановкой агрегата и мониторингом изменения давления в скважине:
пр и регистрации потери давления в скважине после остановки агрегата необходимо продолжить продавку закаченного объема блокирующей пачки;
ес ли в ходе продавки полного объема блокирующей пачки с низким расходом не происходит рост давления или рост давления незначительный, необходимо повторно произвести вышеперечисленные технологические операции по закачке и продавке блокирующей пачки;
ес ли достигнута стабилизация давления в скважине - открыть превентор и возобновить циркуляцию с низким расходом;
есл и циркуляция полная, медленно увеличить расход промывочной жидкости до рабочего;
если выход раствора частичный, либо отсутствует, необходимо повторно произвести закачку и продавку блокирующей пачки.
7. Спуск инструмента на забой для удаления остатков блокирующей пачки.
8. Продолжить бурение.
Конкретные объемы закачиваемых в пласт блокирующей пачки и продавочной жидкости рассчитываются в зависимости от интенсивности поглощений или приемистости пласта и мощности вскрытого интервала поглощений.
Скорость закачки технологических жидкостей
Закачка технологических жидкостей на этапе установки блокирующей паки должна производиться непрерывно с производительностью, предотвращающей снижение плотности технологических жидкостей всплывающими газом и нефтью, а также при давлении на агрегате, исключающем полное поглощение жидкости.
Скорость закачки технологических жидкостей определяется величиной пластового давления в случае высокого газового фактора и аномально высокого пластового давления скорость закачки должна быть максимальной, превышающей производительность пласта;
в случае аномально низкого пластового давления в целях минимизации репрессии на продуктивный пласт и снижения объемов поглощений закачиваемой жидкости пластом необходимо придерживаться минимальной скорости закачки (5-10 л/с).
- 4 038636
Расчет требуемой плотности технологических жидкостей
Требуемая плотность технологических жидкостей определяется на основе расчета, исходя из условия создания столбом технологических жидкостей давления, превышающего текущее пластовое давление на коэффициент безопасности.
Количество сухого хлористого калия или хлористого кальция, требуемого для приготовления необходимого объема водного раствора определенной плотности, рассчитывается по следующей формуле:
м = (2)
Р γ —у v 7 гр гв где
Мр - количество реагента - сухого хлористого калия или хлористого кальция, кг;
Yp - удельный вес реагента, г/см3;
Yжг- удельный вес технологических жидкостей, г/см3;
Yb - удельный вес технической воды, применяемой для приготовления технологических жидкостей, г/см3;
Vp - требуемый объем водного раствора солей, м3.
Расчет необходимой плотности технологических жидкостей при полной замене скважинной жидкости определяется по следующей формуле:
_ Рпл*(1+П)*106
9,81*Н ' где р - расчетная плотность технологических жидкостей, кг/м3;
Рпл - пластовое давление, МПа;
П - коэффициент безопасности удельного веса технологических жидкостей, определяемый Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, утвержденные приказом Ростехнадзора от 12.03.2013 № 101;
Н - расстояние от устья до кровли пласта по вертикали, м.
Для скважины, в которой вскрыто несколько пластов с разными пластовыми давлениями и расстояние между ними составляет более 50 м, в расчетах принимается величина Н от устья скважины до кровли пласта с более высоким пластовым давлением.
Лабораторные исследования физических свойств ЭСС
Для исследования физических свойств систем были подготовлены образцы блокирующей пачки с различным объемным содержанием компонентов.
В результате проведения экспериментов определялись следующие параметры систем: плотность;
агрегативная устойчивость;
термостабильность;
кинематическая вязкость.
С целью оценки качества приготовления образцов ЭСС производилась их выдержка не менее 2 ч при комнатной температуре до начала проведения экспериментов.
Измерение плотности ЭСС
Результаты измерения плотности (пикнометрический метод) эмульсионно-суспензионных систем (плотность водной составляющей - 1280 кг/м3), применяемых для ликвидации поглощений бурового раствора представлены на фиг. 2.
Измерение агрегативной устойчивости ЭСС
Агрегативная устойчивость - это способность систем сохранять степень дисперсности внутренней фазы.
Оценку проводили по показателю электростабильности - измерений значений электрического напряжения, соответствующего моменту разрушения систем, заключенной между электродами измерительной ячейки прибора. Эксперименты проводились на приборе марки FANN.
Результаты измерения агрегативной устойчивости ЭСС с плотностью водной составляющей - 1280 кг/м3 представлены на фиг. 3.
Измерение термостабильности ЭСС
Измерение термостабильности ЭСС проводили путем выдержки образцов в мерных герметично закрытых цилиндрах в термошкафу в течение 24 ч при заданном температурном режиме 80°С. Тест считался положительным (образец стабилен), если после 6 ч термостатирования из эмульсионной системы отделилось не более 3 об.% водной или углеводородной фаз от общего объема ЭСС. В результате экспериментов на термостабильность определено, что все образцы стабильны в течение 24 ч.
Измерение кинематической вязкости ЭСС
Результаты измерения кинематической вязкости (мм2/с) ЭСС с плотностью водной составляющей 1280 кг/м3 представлены на фиг. 4. Измерения проводились при температуре 23°С (погрешность измерения температуры ± 0,1 °С) на вискозиметре ВПЖ-2 с константой вискозиметра - 0.09764. Перед экспериментами ЭСС перемешивали в механической мешалке при заданной скорости 1600 об/мин в течение 20 мин.
- 5 038636
Результаты комплекса проведенных базовых лабораторных исследований физических свойств ЭСС подтвердили высокие технологические свойства разработанных составов. Особенно важными параметрами являются высокая термостабильность и агрегативная устойчивость систем, а также возможность регулировать вязкость ЭСС изменением объемного содержания водной фазы в системе.
Далее приведены примеры осуществления способа.
Пример 1.
Осуществление способа при ликвидации поглощений бурового раствора пластом с аномальнонизким пластовым давлением и интенсивностью поглощений 38 м3/ч. Поглощение было ликвидировано в один цикл.
Провели подготовительные работы на скважине: произвели расстановку техники для проведения закачки согласно утвержденной схемы, произвели обвязку оборудования и опрессовку нагнетательной линии на давление, превышающее ожидаемое рабочее в 1.5 раза, соблюдая меры безопасности.
По завершении подготовительных работ начали проведение технологических операций по закачке блокирующей пачки.
На первом этапе произвели закачку в призабойную зону пласта (ПЗП) блокирующей пачки следующего состава, мас.%: дизельное топливо - 7, эмульгатор - 2 (содержащий мас.%: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 41, окись амина - 0.8, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5, дизельное топливо (зимнее) - остальное), коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.7 (содержащий мас.%: двуокись кремния - 30, этиленгликоль остальное), сухие наночастицы аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 4.5, микрочастицы тетраоксида тримарганца с размером частиц от 0,2 до 5 мкм - 8, водный раствор хлористого калия плотностью 1050 кг/м3 - остальное, в объеме 25 м3/м. На втором этапе произвели продавку блокирующей и закрепляющей пачек водным раствором хлористого калия с плотностью 1020 кг/м3 в объеме 3 м3/м.
Пример 2.
Осуществление способа при ликвидации поглощений бурового раствора пластом с аномальнонизким пластовым давлением и интенсивностью поглощений 18 м3/ч. Поглощение было ликвидировано в один цикл.
Здесь и далее подготовительные работы производились в соответствии с порядком, указанным в примере 1.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП блокирующей пачки следующего состава, мас.%: дизельное топливо - 23, эмульгатор - 2.5 (содержащий мас.%: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 42, окись амина -0.9, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.8, дизельное топливо (зимнее) - остальное), коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.9 (содержащий мас.%: двуокись кремния - 30, монометиловый эфир пропиленгликоля - 69, вода - остальное), сухие наночастицы аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 2, микрочастицы ильменита с размером частиц от 0,2 до 5 мкм - 7, водный раствор хлористого кальция плотностью 1035 кг/м3 - остальное, в объеме 6 м3/м. На втором этапе продавку блокирующей пачки водным раствором хлористого кальция с плотностью 1025 кг/м3 в объеме 3 м3/м.
Пример 3.
Осуществление способа при ликвидации поглощений бурового раствора пластом с аномальнонизким пластовым давлением и интенсивностью поглощений 16 м3/ч. Поглощение было ликвидировано в один цикл.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП блокирующей пачки следующего состава, мас.%: дизельное топливо - 30, эмульгатор - 3 (содержащий мас.%: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 0.9, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.8, дизельное топливо (зимнее) - остальное), коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.5 (содержащий мас.%: двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля 67, вода - остальное), сухие наночастицы аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм 1, микрочастицы ильменита с размером частиц от 0,2 до 5 мкм - 5, водный раствор хлористого кальция плотностью 1035 кг/м3 - остальное, в объеме 5 м3/м. На втором этапе продавку блокирующей пачки водным раствором хлористого кальция с плотностью 1020 кг/м3 в объеме 2 м3/м.
Пример 4.
Осуществление способа при ликвидации поглощений бурового раствора пластом с аномальнонизким пластовым давлением и интенсивностью поглощений 42 м3/ч. Поглощение было ликвидировано в один цикл.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП блокирующей пачки следующего состава, мас.%: дизельное топливо - 5, эмульгатор - 2 (содержащий мас.%: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 1, дизельное топливо (летнее) - остальное), коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 1 (содержащий мас.%: двуокись кремния - 31, изопропанол - 68, метиловый спирт - остальное), сухие наночастицы аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 5, микрочастицы
- 6 038636 ильменита с размером частиц от 0,2 до 5 мкм - 10, водный раствор хлористого кальция плотностью 1095 кг/м3 - остальное, в объеме 25 м3/м. На втором этапе продавку блокирующей пачки водным раствором хлористого калия с плотностью 1080 кг/м3 в объеме 3 м3/м.
Пример 5.
Осуществление способа при ликвидации поглощений бурового раствора пластом с аномальнонизким пластовым давлением и интенсивностью поглощений 27 м3/ч. Поглощение было ликвидировано в один цикл.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП блокирующей пачки следующего состава, мас.%: дизельное топливо - 10, эмульгатор - 3 (содержащий мас.%: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5, дизельное топливо (летнее) -остальное), коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 1 (содержащий мас.%: двуокись кремния - 30.5, изопропанол - 69, метиловый спирт - остальное), сухие наночастицы аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 4, микрочастицы тетраоксида тримарганца с размером частиц от 0,2 до 5 мкм - 8, водный раствор хлористого кальция плотностью 1040 кг/м3 - остальное, в объеме 20 м3/м. На втором этапе произвели продавку блокирующей пачки водным раствором хлористого кальция с плотностью 1015 кг/м3 в объеме 6 м3/м.
Пример 6.
Осуществление способа при ликвидации поглощений бурового раствора пластом с аномальнонизким пластовым давлением и интенсивностью поглощений 19.5 м3/ч. Поглощение было ликвидировано в один цикл.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП блокирующей пачки следующего состава, % масс: дизельное топливо - 27.5, эмульгатор - 3 (содержащий % масс: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 42, окись амина -0.9, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.8, дизельное топливо (зимнее) - остальное), коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.5 (содержащий % масс: двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля -67, вода - остальное), сухие наночастицы аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 1, микрочастицы тетраоксида тримарганца с размером частиц от 0,2 до 5 мкм - 5, водный раствор хлористого кальция плотностью 1040 кг/м3 - остальное, в объеме 6.5 м3/м. На втором этапе продавку блокирующей пачки водным раствором хлористого кальция с плотностью 1030 кг/м3 в объеме 2 м3/м.
Пример 7
Осуществление способа при ликвидации поглощений бурового раствора пластом с аномальнонизким пластовым давлением и интенсивностью поглощений 25.5 м3/ч. Поглощение было ликвидировано в один цикл. На первом этапе произвели закачку в ПЗП блокирующей пачки следующего состава, мас.%: дизельное топливо - 10, эмульгатор -2.5 (содержащий мас.%: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5, дизельное топливо (летнее) - остальное), коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 1 (содержащий мас.%: двуокись кремния - 30.5, изопропанол - 69, метиловый спирт - остальное), сухие наночастицы аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 4, микрочастицы ильменита с размером частиц от 0,2 до 5 мкм - 9, водный раствор хлористого кальция плотностью 1040 кг/м3 - остальное, в объеме 17 м3/м. На втором этапе произвели продавку блокирующей пачки водным раствором хлористого кальция с плотностью 1015 кг/м3 в объеме 4.5 м3/м.
Таким образом, изобретение обеспечивает повышение технологической эффективности мероприятий по ликвидации поглощений бурового раствора в высокопроницаемых пластах или пластах с АНПД, упрощение приготовления блокирующего состава в промысловых условиях, возможность регулирования реологических параметров составов как в поверхностных условиях, так и при их движении в колонне бурильных труб.
Claims (7)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ ликвидации поглощений бурового раствора при строительстве нефтяных и газовых скважин, включающий последовательную закачку в пласт блокирующей пачки и продавочной жидкости, при этом в качестве блокирующей пачки используют эмульсионно-суспензионную систему, содержащую дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти, эмульгатор, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния, сухую аморфную двуокись кремния, микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия, а в качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия.
- 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для ликвидации поглощений бурового раствора в пластах с интенсивностью поглощений до 20 м3/ч включительно в качестве блокирующей пачки используют эмульсионно-суспензионную систему, содержащую, мас.%:дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 15-30, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0,5-1,- 7 038636 сухую аморфную двуокись кремния (92-99%) с размером частиц от 5 до 500 нм - 1-3, микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца с размером частиц от 0,2 до 5 мкм - 5-10, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное.
- 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что для ликвидации поглощений бурового раствора в пластах с интенсивностью поглощений более 20 м3/ч в качестве блокирующей пачки используют эмульсионносуспензионную систему, содержащую, мас.%:дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 5-15, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0,5-1, сухую аморфную двуокись кремния (92-99%) с размером частиц от 5 до 500 нм - 3-5, микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца с размером частиц от 0,2 до 5 мкм - 5-10, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное.
- 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния используют композицию, содержащую, мас.%: двуокись кремния - 31-32,5 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67-69, воду - остальное.
- 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния используют композицию, содержащую, мас.%: двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-69 и метиловом спирте - остальное.
- 6. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния используют композицию, содержащую, мас.%: двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное.
- 7. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве эмульгатора используют композицию, содержащую, мас.%:эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевую, олеиновую, линоленовую) и смоляных кислот - 40-42, окись амина - 0,7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0,5-1, дизельное топливо (летнее или зимнее) - остальное.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017139274A RU2670308C1 (ru) | 2017-11-13 | 2017-11-13 | Способ ликвидации поглощений бурового раствора при строительстве нефтяных и газовых скважин |
| PCT/RU2018/050141 WO2019093930A1 (ru) | 2017-11-13 | 2018-11-13 | Способ ликвидации поглощений бурового раствора при строительстве нефтяных и газовых скважин |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA202091051A1 EA202091051A1 (ru) | 2020-07-15 |
| EA038636B1 true EA038636B1 (ru) | 2021-09-27 |
Family
ID=63923397
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA202091051A EA038636B1 (ru) | 2017-11-13 | 2018-11-13 | Способ ликвидации поглощений бурового раствора при строительстве нефтяных и газовых скважин |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US11008499B2 (ru) |
| EP (1) | EP3712375A4 (ru) |
| CN (1) | CN111433432B (ru) |
| CA (1) | CA3082474C (ru) |
| EA (1) | EA038636B1 (ru) |
| MY (1) | MY196857A (ru) |
| RU (1) | RU2670308C1 (ru) |
| WO (1) | WO2019093930A1 (ru) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2728168C9 (ru) | 2020-01-21 | 2020-10-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум" | Способ предотвращения прорывов пластовых вод к забоям газовых, газоконденсатных или газогидратных скважин |
| RU2742168C1 (ru) * | 2020-03-25 | 2021-02-02 | Общество с ограниченной ответственностью "ОИЛМАЙНД" | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины |
| RU2754552C1 (ru) * | 2021-03-10 | 2021-09-03 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ глушения добывающей скважины (варианты) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2112133C1 (ru) * | 1996-06-04 | 1998-05-27 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Способ изоляции поглощающих пластов |
| RU2174587C2 (ru) * | 1999-09-07 | 2001-10-10 | Тарасов Сергей Борисович | Способ временной изоляции поглощающих пластов |
| US20090211758A1 (en) * | 2005-12-22 | 2009-08-27 | Bragg James R | Method of Oil Recovery Using a Foamy Oil-External Emulsion |
| RU2631460C1 (ru) * | 2016-09-02 | 2017-09-22 | Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ" | Способ обработки призабойной зоны пласта |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1714081A1 (ru) | 1988-11-10 | 1992-02-23 | Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам | Способ предупреждени и ликвидации зон поглощений в скважине |
| RU2139410C1 (ru) | 1998-05-18 | 1999-10-10 | Уренгойское производственное объединение им.С.А.Оруджева "Уренгойгазпром" | Способ изоляции зон поглощения в скважинах |
| RU2336291C1 (ru) * | 2007-01-26 | 2008-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Эмульгатор-стабилизатор инвертных эмульсий и способ приготовления инвертно-эмульсионного бурового раствора на его основе |
| EP2190942B1 (en) * | 2007-09-13 | 2017-06-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using colloidal silica based gels |
| RU2465446C1 (ru) | 2011-06-21 | 2012-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ добычи нефти в порово-трещиноватых коллекторах, снижающий обводненность продукции скважин |
| EP2836675A4 (en) * | 2012-04-09 | 2015-10-07 | Mi Llc | HEATING TRIGGERED FROM DRILLING WELL FLUIDS BY CARBON-BASED NANOMATHERS |
| US9133386B2 (en) * | 2012-12-12 | 2015-09-15 | Hallburton Energy Services, Inc. | Viscous settable fluid for lost circulation in subterranean formations |
| CN104610945B (zh) * | 2013-11-05 | 2018-01-26 | 中国石油化工集团公司 | 一种环保型强封堵油基钻井液 |
| CN105623628B (zh) * | 2014-11-03 | 2021-04-02 | 成都西油华巍科技有限公司 | 一种超高密度油基钻井液 |
| CN104694092B (zh) * | 2015-03-30 | 2018-03-02 | 中国石油大学(华东) | 一种页岩气水平井强化井壁的水基钻井液及其应用 |
| CN111205835A (zh) * | 2016-04-06 | 2020-05-29 | 沙特阿拉伯石油公司 | 反相乳化钻井液 |
| RU2670307C1 (ru) * | 2017-11-13 | 2018-10-22 | Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум" | Способ предупреждения проявлений при строительстве нефтяных и газовых скважин |
-
2017
- 2017-11-13 RU RU2017139274A patent/RU2670308C1/ru active
-
2018
- 2018-11-13 MY MYPI2020002253A patent/MY196857A/en unknown
- 2018-11-13 CN CN201880078428.4A patent/CN111433432B/zh active Active
- 2018-11-13 EA EA202091051A patent/EA038636B1/ru unknown
- 2018-11-13 US US16/761,377 patent/US11008499B2/en active Active
- 2018-11-13 WO PCT/RU2018/050141 patent/WO2019093930A1/ru unknown
- 2018-11-13 CA CA3082474A patent/CA3082474C/en active Active
- 2018-11-13 EP EP18877042.4A patent/EP3712375A4/en active Pending
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2112133C1 (ru) * | 1996-06-04 | 1998-05-27 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Способ изоляции поглощающих пластов |
| RU2174587C2 (ru) * | 1999-09-07 | 2001-10-10 | Тарасов Сергей Борисович | Способ временной изоляции поглощающих пластов |
| US20090211758A1 (en) * | 2005-12-22 | 2009-08-27 | Bragg James R | Method of Oil Recovery Using a Foamy Oil-External Emulsion |
| RU2631460C1 (ru) * | 2016-09-02 | 2017-09-22 | Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ" | Способ обработки призабойной зоны пласта |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN111433432A (zh) | 2020-07-17 |
| EP3712375A4 (en) | 2021-08-25 |
| RU2670308C1 (ru) | 2018-10-22 |
| MY196857A (en) | 2023-05-05 |
| EA202091051A1 (ru) | 2020-07-15 |
| EP3712375A1 (en) | 2020-09-23 |
| CA3082474C (en) | 2022-08-16 |
| CN111433432B (zh) | 2022-06-03 |
| WO2019093930A1 (ru) | 2019-05-16 |
| US20200347284A1 (en) | 2020-11-05 |
| CA3082474A1 (en) | 2019-05-16 |
| US11008499B2 (en) | 2021-05-18 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2670307C1 (ru) | Способ предупреждения проявлений при строительстве нефтяных и газовых скважин | |
| EA038636B1 (ru) | Способ ликвидации поглощений бурового раствора при строительстве нефтяных и газовых скважин | |
| US8573048B2 (en) | Method and apparatus for analying fracture fluids in a drilling operation | |
| RU2659046C1 (ru) | Способ глушения нефтяных и газовых скважин | |
| RU2670808C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи пластов (варианты) | |
| CN111406144B (zh) | 油气井压井方法 | |
| EA038753B1 (ru) | Способ селективной обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2662721C1 (ru) | Способ глушения нефтяных и газовых скважин в осложненных условиях (варианты) | |
| RU2742168C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины | |
| RU2728168C9 (ru) | Способ предотвращения прорывов пластовых вод к забоям газовых, газоконденсатных или газогидратных скважин | |
| RU2702175C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта | |
| Amro et al. | Investigation of polymer adsorption on rock surface of highly saline reservoirs | |
| Rejepovich | RECOMMENDATIONS FOR THE USE OF HYDROCARBON-BASED DRILLING MUD | |
| EA040894B1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи пластов (варианты) | |
| EA040038B1 (ru) | Способ глушения нефтяных и газовых скважин | |
| WO2020076342A1 (en) | Acid sensitive emulsifier for use in subterranean treatment operations | |
| AU2014265105A1 (en) | Fracture testing apparatus and method |