RU2507371C1 - Method of horizontal well construction in sections of unstable strata (versions) - Google Patents
Method of horizontal well construction in sections of unstable strata (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2507371C1 RU2507371C1 RU2012135641/03A RU2012135641A RU2507371C1 RU 2507371 C1 RU2507371 C1 RU 2507371C1 RU 2012135641/03 A RU2012135641/03 A RU 2012135641/03A RU 2012135641 A RU2012135641 A RU 2012135641A RU 2507371 C1 RU2507371 C1 RU 2507371C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- emulsion
- drilling
- brvo
- emulsifier
- inverter
- Prior art date
Links
Landscapes
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
Abstract
Description
Изобретения относятся к нефтяной промышленности и могут найти применение при строительстве пологих и горизонтальных скважин в сложных гидрогеологических условиях, а именно, при прохождении больших интервалов потенциально неустойчивых терригенных отложений с большими зенитными углами, и вскрытии продуктивного пласта условно горизонтальным стволом (в частности, при выборе буровых растворов, удовлетворяющих требованиям строительства скважин в таких условиях).The invention relates to the oil industry and can be used in the construction of shallow and horizontal wells in difficult hydrogeological conditions, namely, when passing large intervals of potentially unstable terrigenous deposits with large zenith angles, and opening the reservoir with a conventionally horizontal well (in particular, when choosing drilling solutions that meet the requirements of well construction in such conditions).
Особенности проводки пологих и горизонтальных участков ствола скважин в интервалах неустойчивых отложений, в наибольшей степени определяющие требования к буровым растворам, следующие:The features of posting shallow and horizontal sections of the wellbore in the intervals of unstable deposits, which to the greatest extent determine the requirements for drilling fluids, are as follows:
- нарушение устойчивости стенок скважины в результате более длительного контакта бурового раствора и его фильтрата с неустойчивыми терригенными отложениями по сравнению с вертикальными и наклонно-направленными скважинами;- violation of the stability of the walls of the borehole as a result of longer contact of the drilling fluid and its filtrate with unstable terrigenous deposits compared to vertical and directional wells;
- значительно худшая очистка ствола скважины в участке ствола с зенитными углами более 60° из-за изменения гидродинамики потока в сравнении с вертикальной частью ствола, что приводит к зашламлению ствола и прихватам бурильного инструмента;- significantly worse wellbore cleanup in the wellbore section with zenith angles of more than 60 ° due to changes in flow hydrodynamics compared to the vertical part of the wellbore, which leads to mud clogging and sticking of the drilling tool;
- возникновение избыточного крутящего момента по причине увеличившегося трения бурильного инструмента, лежащего в горизонтальной плоскости.- the occurrence of excess torque due to increased friction of the drilling tool lying in a horizontal plane.
Поскольку горизонтальный ствол вскрывает продуктивные отложения, все перечисленные факторы негативно влияют на продуктивность скважины, так как увеличивается время контакта бурового раствора с продуктивным пластом.Since the horizontal wellbore reveals productive deposits, all of the above factors negatively affect the productivity of the well, as the contact time of the drilling fluid with the reservoir increases.
Одним из важнейших факторов успешного бурения пологих и горизонтальных скважин является качество бурового раствора. При бурении скважин в осложненных условиях, а именно, при проводке ствола по неустойчивым отложениям с большими зенитными углами (пологих и горизонтальных скважин), используются высокоингибированные буровые растворы, в частности, полимер-эмульсионные буровые растворы на водной или углеводородной основе.One of the most important factors for successful drilling of shallow and horizontal wells is the quality of the drilling fluid. When drilling wells in difficult conditions, namely, when drilling the trunk through unstable deposits with large zenith angles (shallow and horizontal wells), highly inhibited drilling fluids are used, in particular, polymer-emulsion drilling fluids based on water or hydrocarbon.
Известны следующие технологические мероприятия по сохранению устойчивости ствола скважины при бурении по неустойчивым терригенным отложениям при строительстве пологих и горизонтальных скважин:The following technological measures are known to maintain the stability of the wellbore while drilling through unstable terrigenous deposits during the construction of shallow and horizontal wells:
- ограничение угла наклона ствола скважины в интервалах неустойчивых терригенных отложений до 60 градусов при использовании буровых растворов на водной основе;- limiting the angle of inclination of the wellbore in the intervals of unstable terrigenous deposits to 60 degrees when using water-based drilling fluids;
- использование в составе буровых растворов на водной основе ингибирующих добавок для снижения скорости гидратации глин;- the use of inhibitory additives in the composition of water-based drilling fluids to reduce the rate of clay hydration;
- установка цементных мостов в интервалах неустойчивых терригенных отложений после их вскрытия с промывкой высокоингибированным буровым раствором на водной основе;- installation of cement bridges in the intervals of unstable terrigenous deposits after their opening with washing with a highly inhibited water-based drilling fluid;
- изменение конструкции скважины, а именно, вскрытие интервала неустойчивых терригенных отложений под зенитным углом не более 60 градусов с промывкой высокоингибированным буровым раствором на водной основе, перекрытие этого интервала спуском обсадной колонны, ее цементирование, после этого бурение скважины долотом меньшего диаметра с набором зенитного угла и выходом на горизонталь, и бурение горизонтального ствола с промывкой высокоингибированным буровым раствором на водной основе;- changing the design of the well, namely, opening the interval of unstable terrigenous deposits at an zenith angle of not more than 60 degrees with flushing with a highly inhibited water-based drilling fluid, closing this interval by lowering the casing, cementing it, then drilling the well with a bit of a smaller diameter with a set of zenith angle and access to the horizontal, and drilling of a horizontal well with flushing with a highly inhibited water-based drilling fluid;
- вскрытие интервала неустойчивых терригенных отложений под зенитным углом более 60 градусов с использованием буровых растворов на углеводородной основе (инвертно-эмульсионных буровых растворов).- opening the interval of unstable terrigenous deposits at an zenith angle of more than 60 degrees using hydrocarbon-based drilling fluids (invert emulsion drilling fluids).
Известен способ строительства пологих и горизонтальных скважин с прохождением интервалов неустойчивых глинистых отложений с зенитными углами более 70 градусов с использованием инвертно-эмульсионных буровых растворов (НТЖ Нефть. Газ. Новации, №10, 2009, с.45-48, «Особенности инвертно-эмульсионных буровых растворов при бурении пологих и горизонтальных скважин на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»). Анализ строительства скважин на месторождениях показал, что при проводке скважин с промывкой малоглинистыми и безглинистыми ингибированными буровыми растворами на водной основе, в которых зенитный угол ствола скважины в терригенных неустойчивых отложениях более 70°, наблюдались осложнения, связанные с неустойчивостью ствола. С целью снижения вероятности возникновения осложнений и аварий в процессе бурения в интервале бурения терригенных отложений при зенитном угле ствола скважины более 70° предлагается использовать инвертно-эмульсионный раствор (ИЭР). Применение ИЭР в надпродуктивном интервале скважин с зенитным углом более 70° позволяет надежно ингибировать терригенные отложения, при этом осуществлять активную правку траектории ствола скважины по зенитному углу и азимуту, чего не удается достичь при использовании буровых растворов на водной основе.A known method of construction of shallow and horizontal wells with the passage of intervals of unstable clay deposits with zenith angles of more than 70 degrees using invert emulsion drilling fluids (NTZH Oil. Gas. Novation, No. 10, 2009, p. 45-48, "Features of invert emulsion drilling fluids during the drilling of shallow and horizontal wells in the fields of LLC “LUKOIL-PERM”). An analysis of well construction at the fields showed that when drilling wells with flushing with clayey and clayless inhibited drilling fluids based on water, in which the zenith angle of the wellbore in terrigenous unstable sediments is more than 70 °, complications associated with borehole instability were observed. In order to reduce the likelihood of complications and accidents during drilling in the interval of drilling terrigenous deposits with an zenith angle of the wellbore of more than 70 °, it is proposed to use an invert emulsion solution (IER). The use of IER in the overhead interval of wells with an zenith angle of more than 70 ° allows reliable inhibition of terrigenous deposits, while actively correcting the well path along the zenith angle and azimuth, which cannot be achieved using water-based drilling fluids.
Однако способ строительства скважин с использованием только ИЭР не лишен недостатков. Недостатком данного способа является необходимость использования инвертно-эмульсионного раствора на всем интервале бурения неустойчивых терригенных отложений, в том числе при зенитных углах менее 70°, что обусловливает необходимость заготавливать большой объем бурового раствора на углеводородной основе, что технологически и экономически неоправданно.However, the method of constructing wells using only the ESI is not without drawbacks. The disadvantage of this method is the need to use an invert emulsion solution over the entire drilling interval of unstable terrigenous deposits, including at zenith angles less than 70 °, which necessitates the preparation of a large volume of hydrocarbon-based drilling fluid, which is technologically and economically unjustified.
Кроме того, после использования ИЭР необходимо подготовить ствол скважины к последующему цементированию за счет использования специальных буферных составов различного назначения, удаляющих остатки гидрофобного инвертно-эмульсионного раствора со стенок скважины и обсадной колонны и гидрофилизирующих поверхности обсадной колонны и стенок скважины для обеспечения плотного контакта цемента с колонной и породой. Кроме того, в процессе бурения с промывкой ИЭР происходит накопление больших объемов экологически опасных отходов бурения, подлежащих утилизации.In addition, after using the ESI, it is necessary to prepare the wellbore for subsequent cementing by using special buffer compositions for various purposes that remove the remnants of the hydrophobic invert emulsion solution from the walls of the well and casing and hydrophilize the surface of the casing and well walls to ensure tight contact of cement with the casing and breed. In addition, in the process of drilling with washing of the IEM, an accumulation of large amounts of environmentally hazardous drilling waste to be disposed of occurs.
Если же использовать при строительстве горизонтальных скважин два типа буровых растворов (на водной основе и ИЭР), то это вызывает определенные трудности. При такой технологии (традиционная замена одного типа бурового раствора на другой) большой объем бурового раствора на водной основе необходимо вывозить на утилизацию и заготавливать новый объем раствора на углеводородной основе для дальнейшего бурения. Эти операции требуют дополнительных затрат времени и материальных средств на вывоз и утилизацию одного раствора и заготовку нового типа раствора; возникает необходимость иметь запас дополнительных емкостей для временного хранения отработанного бурового раствора и для приготовления бурового раствора на углеводородной основе.If two types of drilling fluids (water-based and ESI) are used in the construction of horizontal wells, this causes certain difficulties. With this technology (traditional replacement of one type of drilling fluid with another), a large volume of water-based drilling fluid must be disposed of and a new volume of hydrocarbon-based fluid must be prepared for further drilling. These operations require additional time and material resources for the removal and disposal of one solution and the procurement of a new type of solution; there is a need to have a stock of additional tanks for temporary storage of spent drilling fluid and for the preparation of a drilling fluid based on hydrocarbon.
Все это приводит к повышенной экологической опасности процесса бурения за счет больших объемов отходов бурения, подлежащих утилизации.All this leads to an increased environmental hazard of the drilling process due to the large volumes of drilling waste to be disposed of.
Кроме того, реализация известного способа предусматривает длительную остановку процесса бурения для полной замены одного типа раствора на другой, т.е. при использовании этого способа увеличивается непроизводительное время при строительстве скважины и, соответственно, снижается коммерческая скорость бурения.In addition, the implementation of the known method provides for a long shutdown of the drilling process to completely replace one type of solution with another, i.e. when using this method, unproductive time increases during well construction and, accordingly, the commercial drilling speed decreases.
Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по назначению является способ строительства горизонтальной скважины в неустойчивых отложениях (Патент РФ №2421586), согласно которому осуществляют проходку вертикального участка, участка начального искривления с набором зенитного угла согласно проекту, участка набора зенитного угла с выходом на горизонталь, бурение горизонтального ствола, в котором для предотвращения эрозионного разрушения и образования каверн в стволе скважин в интервалах неустойчивых терригенных пород девонских отложений (а именно, пород кыновского горизонта) и уменьшения вероятности прихвата бурильного инструмента ограничивают величину зенитного угла, под которым проходят неустойчивые глины кыновского горизонта, а именно, глины кыновского горизонта проходят под зенитным углом менее 60°.The closest to the proposed technical solution for its intended purpose is a method of constructing a horizontal well in unstable deposits (RF Patent No. 2421586), according to which a vertical section, an initial curvature section with a set of zenith angle according to the project, a section of a set of zenith angle with horizontal access, are drilled horizontal wellbore, in which to prevent erosive destruction and the formation of caverns in the wellbore in the intervals of unstable Devonian terrigenous rocks Fat (namely, rocks kynovskogo horizon) and reduce the probability of sticking the drill tool zenith angle limit value at which the tested unstable kynovskogo clay horizon, namely clay horizon kynovskogo tested under the zenith angle of less than 60 °.
При этом, если зенитный угол составляет 50-60°, тогда обсадную колонну спускают в скважину с входом в верхний известняк и цементируют, а после обсаживания обсадной колонной диаметром 168 мм или 178 мм пробуренных неустойчивых интервалов бурение скважины продолжают по проектному профилю с меньшим диаметром долота, начиная от башмака эксплуатационной колонны.Moreover, if the zenith angle is 50-60 °, then the casing is lowered into the well with the entrance to the upper limestone and cemented, and after casing the casing string with a diameter of 168 mm or 178 mm of drilled unstable intervals, drilling continues according to the design profile with a smaller bit diameter starting from the shoe of the production casing.
Если зенитный угол составляет 45-40° и менее, тогда скважину обсаживают обсадной колонной и цементируют после достижения проектного забоя скважины продуктивного горизонта бурением по проектному профилю. При этом проходку кыновского горизонта и ниже осуществляют в режиме гарантированного ламинарного течения в заколонном кольцевом канале с использованием вязкопластичного бурового раствора на водной основе с крепящими свойствами, с минимальной водоотдачей и с необходимой плотностью.If the zenith angle is 45-40 ° or less, then the well is cased with a casing and cemented after reaching the design bottom of the well of the productive horizon by drilling along the design profile. At the same time, the Kyn horizon and below are drilled in the guaranteed laminar flow mode in the annular annular channel using a water-based viscoplastic drilling fluid with fastening properties, with minimal water loss and the required density.
Недостатком указанного известного способа является то, что при бурении по неустойчивым породам с зенитным углом 50-60° предусматривается единственное техническое решение - усложнение конструкции скважины за счет необходимости сразу же после вскрытия неустойчивых интервалов перекрывать их обсадной колонной, а дальнейшее бурение скважины до проектной глубины вести долотом меньшего диаметра. Это приводит к увеличению металлоемкости конструкции скважины, а, следовательно, и повышению стоимости строительства скважины. При этом вскрытие продуктивного пласта долотом меньшего диаметра в конечном итоге уменьшает добывные возможности скважины за счет спуска эксплуатационного оборудования меньшего диаметра.The disadvantage of this known method is that when drilling through unstable rocks with an zenith angle of 50-60 °, the only technical solution is provided for - complication of the well’s design due to the need to block them with casing immediately after opening unstable intervals, and conduct further drilling of the well to the design depth bit of smaller diameter. This leads to an increase in the metal consumption of the well structure, and, consequently, to an increase in the cost of well construction. At the same time, the opening of the productive formation with a bit of a smaller diameter ultimately reduces the production capabilities of the well due to the lowering of production equipment of a smaller diameter.
Следует указать, что известное техническое решение не позволяет устранить причины, приводящие к нарушению устойчивости кыновских глин, а именно предупредить их увлажнение за счет физико-химических процессов взаимодействия потенциально нестойчивых аргиллитов с фильтратом бурового раствора на водной основе, а предлагает ряд технико-технологических мероприятий, повышающих период времени сохранения устойчивости глинистых пород за счет ограничения набора зенитного угла в интервале неустойчивых глин (не более 60°) и ограничения скорости восходящего потока (обязательное условие - ламинарный режим течения).It should be pointed out that the known technical solution does not allow to eliminate the causes leading to the violation of the stability of the Kyn clay, namely to prevent their hydration due to the physicochemical processes of the interaction of potentially unstable mudstones with a water-based drilling mud filtrate, and suggests a number of technical and technological measures, increasing the time period for maintaining the stability of clay rocks by limiting the set of zenith angle in the interval of unstable clays (not more than 60 °) and limiting the speed oskhodyaschego flux (prerequisite - laminar flow regime).
Кроме того, недостатком известного способа является ограниченность условий его использования при бурении скважины на продуктивный пласт, сложенный песчаниками и вскрываемый горизонтальным стволом, поскольку в способе предусматривается обязательное вскрытие продуктивного пласта долотом меньшего диаметра даже в том случае, если неустойчивые кыновские глины вскрывались при угле 40-45° (см. последний пример в этом патенте).In addition, the disadvantage of this method is the limited conditions for its use when drilling a well onto a productive formation, folded by sandstones and exposed by a horizontal wellbore, since the method provides for mandatory opening of the productive formation with a bit of a smaller diameter even if unstable Kynovskiy clays were opened at an angle of 40- 45 ° (see the last example in this patent).
Единым техническим результатом, достигаемым при осуществлении заявленной группы изобретений, является:The single technical result achieved by the implementation of the claimed group of inventions is:
- расширение области применения способа строительства горизонтальных скважин в неустойчивых терригенных отложениях, а именно, возможность бурения скважин по терригенным девонским отложениям (в том числе и по кыновским глинам) без ограничения величины зенитного угла (при зенитных углах более 60°), а также возможность бурения скважины на продуктивный пласт, вскрываемый горизонтальным стволом, сложенный песчаниками и расположенный непосредственно под неустойчивыми горными породами, без изменения конструкции скважин;- expanding the scope of the method for constructing horizontal wells in unstable terrigenous deposits, namely, the possibility of drilling wells using terrigenous Devonian deposits (including Kyn clay) without limiting the zenith angle (at zenith angles of more than 60 °), as well as the possibility of drilling wells on a productive formation, opened by a horizontal wellbore, composed of sandstones and located directly under unstable rocks, without changing the design of the wells;
- снижение металлоемкости конструкции скважины;- decrease in metal consumption of the well structure;
- сокращение материальных, временных и трудовых затрат.- reduction of material, time and labor costs.
- повышение устойчивости терригенных пород, вскрываемых под большими зенитными углами (более 60°) за счет обеспечения максимальной гидрофобизации пород неустойчивого интервала в процессе бурения (с промывкой буровым раствором на углеводородной основе - ИЭР).- increasing the stability of terrigenous rocks exposed at large zenith angles (more than 60 °) by ensuring maximum hydrophobization of the rocks of the unstable interval during drilling (with washing with a drilling fluid based on a hydrocarbon-based IER).
Указанный технический результат достигается предлагаемым способом строительства горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых отложений, включающим проходку вертикального участка, участка начального искривления с набором зенитного угла, участков набора зенитного угла с выходом на горизонталь и бурение горизонтального ствола, с использованием технологических приемов при проходке и бурении в неустойчивых отложениях, при этом новым по первому варианту является то, что проходку вертикального участка и участков с набором зенитного угла до 70° ведут с использованием полимер-эмульсионного бурового раствора на водной основе БРВО, а проходку участков с зенитными углами более 70° и бурение горизонтального ствола, представленного как устойчивыми карбонатными, так и неустойчивыми - терригенными породами, ведут с использованием бурового раствора на углеводородной основе БРУО, часть которого, в объеме открытого пробуренного ствола, при достижении проектной глубины заменяют путем инверсии фаз на БРВО, который прокачивают по стволу скважины, причем в качестве технологических приемов используют метод перевода БРВО в БРУО и обратно в БРВО методом инверсии фаз непосредственно в процессе бурения, при этом перевод БРВО в БРУО выполняют путем смешения БРВО с инвертором А для получения обратной эмульсии, представляющим собой смесь углеводородной жидкости с эмульгатором обратной эмульсии, активным действующим началом которого является неионогенное поверхностно-активное вещество на основе полигликолевых эфиров жирных кислот или спиртов с гидрофильно-липофильным балансом не более 10, при объемном соотношении углеводородная жидкость: указанный эмульгатор как (14÷19):1 соответственно, причем инвертор А для получения обратной эмульсии добавляют к БРВО в объемном количестве 28-35 об.%, а последующий перевод полученного БРУО в БРВО осуществляют путем добавления к нему инвертора Б для получения прямой эмульсии, представляющего собой смесь эмульгатора прямой эмульсии, активным действующим началом которого являются неионогенные поверхностно-активные вещества на основе полигликолевых эфиров жирных кислот или спиртов с гидрофильно-липофильным балансом 11-14, с диоксановыми спиртами с массовой долей гидроксильных групп в пределах 15-36%, при объемном соотношении указанный эмульгатор прямой эмульсии: указанные диоксановые спирты как (2÷3,5):1 соответственно, при этом инвертор Б для получения прямой эмульсии добавляют к БРУО в объемном количестве 1,75-4 об.%; а по второму варианту - проходку вертикального участка, участков с набором зенитного угла до 70°, а также бурение горизонтального ствола, представленного устойчивыми карбонатными породами, ведут с использованием полимер-эмульсионного бурового раствора на водной основе БРВО, а проходку участков в надпродуктивном интервале с зенитными углами более 70° ведут с использованием бурового раствора на углеводородной основе БРУО, при этом после достижения проектной глубины горизонтального ствола БРВО прокачивают по стволу скважины, причем в качестве технологических приемов используют метод перевода БРВО в БРУО и обратно в БРВО методом инверсии фаз непосредственно в процессе бурения, при этом перевод БРВО в БРУО выполняют путем смешения БРВО с инвертором А для получения обратной эмульсии, представляющим собой смесь углеводородной жидкости с эмульгатором обратной эмульсии, активным действующим началом которого является неионогенное поверхностно-активное вещество на основе полигликолевых эфиров жирных кислот или спиртов с гидрофильно-липофильным балансом не более 10, при объемном соотношении углеводородная жидкость: указанный эмульгатор как (14÷19):1 соответственно, причем инвертор А для получения обратной эмульсии добавляют к БРВО в объемном количестве 28-35 об.%, а последующий перевод полученного БРУО в БРВО осуществляют путем добавления к нему инвертора Б для получения прямой эмульсии, представляющего собой смесь эмульгатора прямой эмульсии, активным действующим началом которого являются неионогенные поверхностно-активные вещества на основе полигликолевых эфиров жирных кислот или спиртов с гидрофильно-липофильным балансом 11-14, с диоксановыми спиртами с массовой долей гидроксильных групп в пределах 15-36%, при объемном соотношении указанный эмульгатор прямой эмульсии: указанные диоксановые спирты как (2÷3,5):1 соответственно, при этом инвертор Б для получения прямой эмульсии добавляют к БРУО в объемном количестве 1,75-4 об.%.The specified technical result is achieved by the proposed method for constructing horizontal wells in the intervals of unstable deposits, including the sinking of the vertical section, the initial curvature section with a set of zenith angle, sections of the set of zenith angle with horizontal access and drilling of a horizontal wellbore, using technological techniques for drilling and drilling in unstable deposits, while new in the first embodiment is that the penetration of the vertical section and sections with a set of anti-aircraft angles of up to 70 ° are carried out using a water-based polymer-emulsion drilling fluid BRVO, and the drilling of sections with zenith angles of more than 70 ° and the drilling of a horizontal shaft, represented by both stable carbonate and unstable - terrigenous rocks, are carried out using a drilling fluid on hydrocarbon based on BRUO, part of which, in the volume of an open drilled well, when the design depth is reached, is replaced by phase inversion by BRVO, which is pumped along the wellbore, and as a technologically advanced x receptions use the method of converting BRVO to BRUO and back to BRVO by phase inversion directly during drilling, while transferring BRVO to BRUO is performed by mixing BRVO with inverter A to obtain an inverse emulsion, which is a mixture of a hydrocarbon liquid with an inverse emulsion emulsifier that is active the beginning of which is a nonionic surfactant based on polyglycol ethers of fatty acids or alcohols with a hydrophilic-lipophilic balance of not more than 10, with a volume ratio of carbon hydrogen chloride liquid: the specified emulsifier as (14 ÷ 19): 1, respectively, whereby the inverter A is added to the BRVO in the volume amount of 28-35 vol% to obtain the inverse emulsion, and the subsequent conversion of the obtained BROO to the BRVO is carried out by adding inverter B to it method of producing a direct emulsion, which is a mixture of a direct emulsion emulsifier, the active principle of which is nonionic surfactants based on polyglycol ethers of fatty acids or alcohols with a hydrophilic-lipophilic balance 11-14 , with dioxane alcohols with a mass fraction of hydroxyl groups within 15-36%, with a volume ratio of the specified emulsion emulsifier direct emulsion: the specified dioxane alcohols as (2 ÷ 3,5): 1, respectively, while the inverter B is added to the BROO to obtain a direct emulsion in a volumetric amount of 1.75-4 vol.%; and according to the second variant - drilling of a vertical section, sections with a set of zenith angle up to 70 °, as well as drilling of a horizontal shaft represented by stable carbonate rocks, are carried out using a water-based polymer-emulsion drilling mud BRVO, and sections are drilled in a superproductive interval with anti-aircraft angles of more than 70 ° are carried out using a BRUO hydrocarbon-based drilling fluid, and after reaching the design depth of the horizontal well, the BRVO is pumped along the wellbore, moreover, as The process uses the method of converting BRVO to BRUO and back to BRVO by phase inversion directly during drilling, while transferring BRVO to BRUO is performed by mixing BRVO with inverter A to obtain an inverse emulsion, which is a mixture of a hydrocarbon liquid with an inverse emulsion emulsifier, which is active the active principle of which is a nonionic surfactant based on polyglycol ethers of fatty acids or alcohols with a hydrophilic-lipophilic balance of not more than 10, with a volume the ratio of hydrocarbon liquid: the specified emulsifier as (14 ÷ 19): 1, respectively, whereby the inverter A is added to the BRVO in the volumetric amount of 28-35 vol% to obtain the inverse emulsion, and the subsequent conversion of the obtained BRUO to the BRVO is carried out by adding an inverter to it B to obtain a direct emulsion, which is a mixture of a direct emulsion emulsifier, the active active principle of which is nonionic surfactants based on polyglycol esters of fatty acids or hydrophilic lipo alcohols filial balance 11-14, with dioxane alcohols with a mass fraction of hydroxyl groups in the range of 15-36%, with a volume ratio of the specified emulsion emulsifier direct emulsion: the specified dioxane alcohols as (2 ÷ 3,5): 1, respectively, while inverter B to obtain direct emulsions are added to BRUO in a volumetric amount of 1.75-4 vol.%.
При этом по обоим вариантам:Moreover, for both options:
- в качестве БРВО используют малоглинистый буровой раствор с содержанием глины не более 5% или безглинистый буровой раствор.- as BRVO use a clayey drilling mud with a clay content of not more than 5% or clayless drilling mud.
- в качестве БРВО используют полимер-эмульсионный буровой раствор, включающий полимер, щелочной поверхностно-активный эмульгатор-стабилизатор прямой эмульсии, углеводородную фазу и минерализованную воду.- as BRVO use a polymer-emulsion drilling fluid, including a polymer, an alkaline surface-active emulsifier-stabilizer direct emulsion, the hydrocarbon phase and saline water.
- в качестве углеводородной жидкости инвертор обратной эмульсии содержит минеральные масла, или сложные эфиры растительных масел, или дизельное топливо.- as a hydrocarbon liquid, the invert emulsion inverter contains mineral oils, or esters of vegetable oils, or diesel fuel.
- в качестве эмульгатора обратной эмульсии инвертор обратной эмульсии включает Неонол АФ9-4, или Синоксол м. А, или Aminadet N;- as an inverse emulsion emulsifier, an invert emulsion inverter includes Neonol AF 9-4 , or Sinoxol m. A, or Aminadet N;
- в качестве эмульгаторов прямой эмульсии, активным действующим началом которых являются неионогенные поверхностно-активные вещества на основе полигликолевых эфиров жирных кислот или спиртов с гидрофильно-липофильным балансом 11-14, используют Неонол АФ9-12 или смесь Неонола АФ9-4 и Неонола АФ9-12 в объемном соотношении 1÷0,7-9 для регулирования ГЛБ, или Синоксол м. В;- as emulsifiers of direct emulsion, the active principle of which are nonionic surfactants based on polyglycol ethers of fatty acids or alcohols with a hydrophilic-lipophilic balance of 11-14, use Neonol AF 9-12 or a mixture of Neonol AF 9-4 and Neonol AF 9-12 in a volume ratio of 1 ÷ 0.7-9 for the regulation of HLB, or Synoxolum m. In;
- в качестве диоксановых спиртов с массовой долей гидроксильных групп в пределах 15-36% используют Флотореагент-оксаль Т-92, или Бурфлюб-БТ, или ДСПБ-БС.- Flotoreagent-oxal T-92, or Burflub-BT, or DSPB-BS is used as dioxane alcohols with a mass fraction of hydroxyl groups within 15-36%.
Поставленный технический результат достигается за счет следующего. Благодаря тому, что по первому варианту проходку вертикального участка и участков с набором зенитного угла до 70° ведут с использованием полимер-эмульсионного БРВО, а проходку участков с зенитными углами более 70° и бурение горизонтального ствола, представленного как устойчивыми, так и неустойчивыми породами, ведут с использованием БРУО, часть которого, в объеме открытого ствола, при достижении проектной глубины заменяют на БРВО, который прокачивают по стволу скважины с целью гидрофилизации фильтрационной корки, обеспечивается - возможность бурения скважин по терригенным девонским отложениям (в том числе и по кыновским глинам) без ограничения величины зенитного угла (при зенитных углах более 60°), а также возможность бурения скважины на продуктивный пласт, вскрываемый горизонтальным стволом, сложенный песчаниками и расположенный непосредственно под неустойчивыми горными породами, без изменения конструкции скважин. При этом сохраняется устойчивость терригенных пород, вскрываемых под большими зенитными углами (более 60°) за счет максимальной гидрофобизации пород неустойчивого интервала в процессе бурения при использовании БРУО; упрощается конструкция скважины, снижается ее металлоемкость; повышается качество цементирования скважины (за счет подготовки ствола скважины к цементированию и сохранения номинального размера ствола скважины в интервале неустойчивых пород), сокращаются материальные, временные и трудовые затраты.The technical result is achieved due to the following. Due to the fact that, according to the first embodiment, the vertical section and sections with a zenith angle of up to 70 ° are drilled using polymer-emulsion BRVO, and the sections with zenith angles of more than 70 ° are drilled and the horizontal shaft is represented, which is represented by both stable and unstable rocks, lead using BRUO, part of which, in the volume of the open hole, when the design depth is reached, is replaced by BRVO, which is pumped along the wellbore to hydrophilize the filter cake, it is possible drilling wells using terrigenous Devonian deposits (including Kyn clays) without limiting the zenith angle (at zenith angles of more than 60 °), as well as the possibility of drilling a well into a productive formation opened by a horizontal wellbore, composed of sandstones and located directly under unstable rocks, without changing the design of the wells. At the same time, the stability of terrigenous rocks exposed at large zenith angles (more than 60 °) is maintained due to the maximum hydrophobization of the rocks of the unstable interval during drilling using BRUO; the design of the well is simplified, its metal consumption is reduced; the quality of well cementing increases (due to the preparation of the wellbore for cementing and maintaining the nominal size of the wellbore in the interval of unstable rocks), material, time and labor costs are reduced.
А благодаря тому, что по второму варианту проходку вертикального участка, участков с набором зенитного угла до 70°, а также бурение горизонтального ствола (вскрытие продуктивного пласта), представленного устойчивыми карбонатными породами, ведут с использованием БРВО, а проходку участков с зенитными углами более 70° в надпродуктивном интервале ведут с использованием БРУО, обеспечивается:And due to the fact that, according to the second option, the drilling of the vertical section, sections with a set of zenith angle up to 70 °, as well as the drilling of a horizontal shaft (opening the reservoir), represented by stable carbonate rocks, are carried out using BRWO, and the drilling of sections with zenith angles of more than 70 ° in the superproductive interval are using BRUO, provides:
- сохранение устойчивости терригенных пород, вскрываемых под большими зенитными углами (более 60°) за счет обеспечения максимальной гидрофобизации пород неустойчивого интервала в процессе бурения (с промывкой БРУО) при одновременном сохранении информативности геофизических исследований в интервале продуктивного пласта за счет использования БРВО и снижения объемов отходов бурения с высоким содержанием углеводородной фракции.- maintaining the stability of terrigenous rocks exposed at large zenith angles (more than 60 °) by ensuring maximum hydrophobization of the rocks of the unstable interval during drilling (with flushing of BRUO) while maintaining the informativeness of geophysical surveys in the interval of the reservoir through the use of BRVO and reducing waste drilling with a high content of hydrocarbon fraction.
Использование в качестве технологических приемов при реализации обоих вариантов предлагаемого способа метод перевода БРВО в БРУО и обратно в БРВО методом инверсии фаз непосредственно в процессе бурения, позволяет оперативно регулировать ингибирующие и гидрофобизирующие свойства бурового раствора в процессе бурения, а также гидрофильность и гидрофобность (фильтрационной корки) призабойной зоны скважины для обеспечения высокого качества вскрытия продуктивного пласта, качества цементирования и информативности геофизических исследований.Using as methods in the implementation of both variants of the proposed method, the method of converting BRVO into BRUO and back to BRVO by phase inversion directly during drilling allows you to quickly adjust the inhibitory and hydrophobizing properties of the drilling fluid during drilling, as well as hydrophilicity and hydrophobicity (filter cake) bottom-hole zone of the well to ensure high quality opening of the reservoir, quality of cementing and informativeness of geophysical surveys vany.
Рецептурный состав инвертора А для получения обратной эмульсии был выбран, исходя из необходимости получения инвертно-эмульсионного бурового раствора на базе малоглинистого и безглинистого буровых растворов со свойствами, удовлетворяющими требованиям при проводке ствола скважины по неустойчивым отложениям с большими зенитными углами (пологих и горизонтальных скважин).The recipe composition of inverter A to obtain the inverse emulsion was chosen based on the need to obtain an invert emulsion drilling fluid based on a clayey and clayless drilling mud with properties that meet the requirements for drilling a wellbore through unstable deposits with large zenith angles (shallow and horizontal wells).
А рецептурный состав инвертора Б для получения прямой эмульсии был выбран, исходя из необходимости получения БРВО на базе БРУО со свойствами, удовлетворяющими требованиям при вскрытии продуктивного пласта горизонтальным стволом.A prescription composition of the inverter B to obtain a direct emulsion was chosen based on the need to obtain BRVO based on BRUO with properties that meet the requirements when opening a productive formation with a horizontal shaft.
Количественное соотношение указанных инверторов и соответствующих буровых растворов было определено экспериментальным путем и доказано, что выход за заявляемые количественные пределы не обеспечивает получение инвертированных буровых растворов, как на углеводородной основе, так и на водной основе с необходимыми физико-химическими и технологическими свойствами для бурения пологих и горизонтальных скважин в неустойчивых отложениях и для вскрытия продуктивных пластов.The quantitative ratio of these inverters and the corresponding drilling fluids was determined experimentally and it was proved that going beyond the declared quantitative limits does not ensure the production of inverted drilling fluids, both on a hydrocarbon basis and on a water basis with the necessary physicochemical and technological properties for drilling gentle and horizontal wells in unstable deposits and for opening productive formations.
Таким образом, только благодаря совокупности операций предлагаемого способа, как по первому, так и по второму варианту, обеспечивает достижение поставленного результата, а именно:Thus, only thanks to the combination of operations of the proposed method, both in the first and in the second embodiment, it ensures the achievement of the set result, namely:
- расширение области применения способа строительства горизонтальных скважин в неустойчивых терригенных отложениях, а именно, возможность бурения скважин по терригенным девонским отложениям (в том числе и по кыновским глинам) без ограничения величины зенитного угла (при зенитных углах более 60°), а также возможность бурения скважины на продуктивный пласт, вскрываемый горизонтальным стволом, сложенный песчаниками и расположенный непосредственно под неустойчивыми горными породами, без изменения конструкции скважин;- expanding the scope of the method for constructing horizontal wells in unstable terrigenous deposits, namely, the possibility of drilling wells using terrigenous Devonian deposits (including Kyn clay) without limiting the zenith angle (at zenith angles of more than 60 °), as well as the possibility of drilling wells on a productive formation, opened by a horizontal wellbore, composed of sandstones and located directly under unstable rocks, without changing the design of the wells;
- снижение металлоемкости конструкции скважины;- decrease in metal consumption of the well structure;
- сокращение материальных, временных и трудовых затрат.- reduction of material, time and labor costs.
- сохранение устойчивости терригенных пород, вскрываемых под большими зенитными углами (более 60°) за счет обеспечения максимальной гидрофобизации пород неустойчивого интервала в процессе бурения (с промывкой БРУО).- maintaining the stability of terrigenous rocks exposed at large zenith angles (more than 60 °) by ensuring maximum hydrophobization of the rocks of the unstable interval during drilling (with flushing of BRUO).
Реализация предлагаемого способа в промысловых условиях осуществляется следующим образом.Implementation of the proposed method in the field is as follows.
По первому варианту:According to the first option:
Строительство наклонно-направленной скважины с горизонтальным окончанием на девонские (неустойчивые) отложения без изменения конструкции скважины (т.е. предлагается вскрывать продуктивный пласт тем же долотом).Construction of a directional well with horizontal completion on Devonian (unstable) deposits without changing the design of the well (i.e. it is proposed to open the reservoir with the same bit).
В таблице 1 приведены данные по зенитным углам ствола скважины по стратиграфическому разрезу. В таблице 2 приведен профиль ствола скважины. В таблице 3 приведены сведения по скважине с использованием предлагаемой технологии.Table 1 shows the data on the zenith angles of the wellbore by stratigraphic section. Table 2 shows the profile of the wellbore. Table 3 shows the well information using the proposed technology.
На этом месторождении при бурении вертикальных и наклонно-направленных скважин при бурении под эксплуатационную колонну от кровли тульских отложений до проектной глубины использовали малоглинистый БРВО, а при бурении скважин с горизонтальным окончанием - в этом же интервале БРУО, причем продуктивный пласт с горизонтальным стволом бурится долотом меньшего диаметра также с использованием БРУО. При этом использовали следующие растворы:In this field, when drilling vertical and directional wells when drilling under the production casing from the roof of the Tula deposits to the design depth, a low-clay BRVO was used, and when drilling with horizontal completion, in the same interval of the BRUO, and a productive formation with a horizontal well is drilled with a smaller bit diameter also using BRUO. The following solutions were used:
- малоглинистый БРВО, масс.%: глинопорошок - 1%; реагент - стабилизатор - 0,5%; углеводородная фаза - 2%; K2SiO3 - 1,0%; KCl - 3%; крахмал (Бурамил) - 1,5%; ТВ (техническая вода) - 91,0%;- low-clay BRVO, wt.%: clay powder - 1%; reagent - stabilizer - 0.5%; hydrocarbon phase - 2%; K 2 SiO 3 - 1.0%; KCl - 3%; starch (Buramil) - 1.5%; TV (industrial water) - 91.0%;
- инвертор А: объемное соотношение дизтопливо: Синоксол м. А как 14:1; Его объемное соотношение с БРВО 30% к 70% соответственно 4- Inverter A: volumetric ratio of diesel fuel: Sinoksol m. And as 14: 1; Its volume ratio with BRVO is 30% to 70%, respectively 4
- инвертор Б: Неонол АФ9-12 (ГЛБ=14) и Оксаль Т-92 при их объемном соотношении 2:1. Его объемное соотношение с ИЭР (смесь БРВО с инвертором А) было 3 об% к 97 об%.- Inverter B: Neonol AF 9-12 (HLB = 14) and Oxal T-92 with a volume ratio of 2: 1. Its volume ratio with IER (mixture of BRVO with inverter A) was 3 vol.% To 97 vol.%.
Как видно из таблицы 3, в процессе реализации предлагаемого способа по первому варианту в процессе цикла строительства скважины при увеличении зенитного угла более 60° в терригенных отложениях выполняется перевод (инверсия) малоглинистого БРВО в обратную эмульсию (БРУО) на глубине 2381 м и обратный перевод инвертированного БРУО в прямую эмульсию БРВО после достижения проектной глубины, т.е. после вскрытия продуктивного пласта в тиманских отложениях вендского комплекса горизонтальным стволом.As can be seen from table 3, in the process of implementing the proposed method according to the first embodiment, during the well construction cycle, with an increase in the zenith angle of more than 60 ° in terrigenous deposits, the low-clay BRWO is converted (inverted) to the reverse emulsion (BRUO) at a depth of 2381 m and the inverted BRUO in direct emulsion BRVO after reaching the design depth, i.e. after opening the reservoir in the Timan deposits of the Vendian complex with a horizontal trunk.
По второму варианту:According to the second option:
Строительство наклонно-направленной скважины с горизонтальным окончанием с изменением конструкции скважины (заканчивание скважины открытым стволом устойчивых карбонатных отложений). В таблице 4 приведены общие сведения о конструкции скважины, в таблице 5 - данные о типе используемых буровых растворов и профиле ствола скважины. При реализации способа по второму варианту использовались те же растворы и инверторы, что и по первому варианту.Construction of a directional well with horizontal completion with a change in the design of the well (completion of the well with an open wellbore of stable carbonate deposits). Table 4 provides general information about the design of the well, in table 5 - data on the type of drilling fluids used and the profile of the wellbore. When implementing the method according to the second embodiment, the same solutions and inverters were used as in the first embodiment.
Как видно из представленных таблиц 4 и 5, по второму варианту в процессе реализации предлагаемого способа при строительстве скважины при увеличении зенитного угла более 60° в терригенных отложениях выполняется перевод (инверсия) БРВО в обратную эмульсию БРУО, а после цементирования эксплуатационной колонны осуществляется обратный перевод инвертированного БРУО в прямую эмульсию БРВО для вскрытия продуктивного пласта горизонтальным стволом в карбонатных отложениях.As can be seen from the presented tables 4 and 5, according to the second option, in the process of implementing the proposed method during well construction with an increase in the zenith angle of more than 60 ° in terrigenous deposits, the BRVO is converted (inverted) into the inverse emulsion of the BRUO, and after cementing the production string, the inverted BRUO into the direct emulsion BRVO for opening the reservoir by a horizontal well in carbonate deposits.
Для доказательства соответствия свойств получаемых буровых растворов в процессе реверсивного перевода из БРВО в БРУО и обратно требуемым технологическим параметрам, в лабораторных условиях был смоделирован предлагаемый способ и были исследованы растворы и составы, требуемые для его реализации. При испытаниях были использованы следующие вещества:To prove the conformity of the properties of the obtained drilling fluids during the reverse transfer from BRVO to BRUO and vice versa with the required technological parameters, the proposed method was simulated in laboratory conditions and the fluids and compositions required for its implementation were investigated. In the tests, the following substances were used:
Ингибированный полимер-эмульсионный буровой раствор на водной основе:Inhibited water based polymer-emulsion drilling mud:
- малоглинистый полимер-эмульсионный буровой раствор (МГБР) по патенту РФ №2386656 следующего состава: глинопорошок - 1%; реагент - стабилизатор - 0,5%; углеводородная фаза - 2%; K2SiO3 - 1,0%; KCl - 3%; крахмал (Бурамил) - 1,5%; ТВ (техническая вода) - 91,0%;- low-clay polymer-emulsion drilling mud (MGBR) according to the patent of the Russian Federation No. 2386656 of the following composition: clay powder - 1%; reagent - stabilizer - 0.5%; hydrocarbon phase - 2%; K 2 SiO 3 - 1.0%; KCl - 3%; starch (Buramil) - 1.5%; TV (industrial water) - 91.0%;
- безглинистый полимер-эмульсионный буровой раствор:- clayless polymer-emulsion drilling fluid:
а) ББР №1 Реоцел - 0,3; Синтал - 0,5; крахмал - 1,5; Бурфлюб-БТ - 3; САФ - 1; K2SiO3 - 1; NaCl - 15; KCl - 5; техническая вода - 72,7.a) BBR No. 1 Reocel - 0.3; Sintal - 0.5; starch - 1.5; Burflub-BT - 3; SAF - 1; K 2 SiO 3 - 1; NaCl - 15; KCl - 5; process water - 72.7.
б) ББР №2 следующего состава: (масс.%): Реоцел В - 0,3; Синтал - 0,5; САФ - 0,5; ДСПБ-БС - 3,0; NaCl - 15; KCl - 5; CaCl2 - 23,0; Бурамил - 1,5; техническая вода (ТВ) - 51,2.b) BBR No. 2 of the following composition: (mass%): Reocel B - 0.3; Sintal - 0.5; SAF - 0.5; DSPB-BS - 3.0; NaCl - 15; KCl - 5; CaCl 2 23.0; Buramil - 1.5; process water (TV) - 51.2.
Реагенты для приготовления инвертора А для получения обратной эмульсии и инвертора Б для получения прямой эмульсии:Reagents for the preparation of inverter A to obtain a reverse emulsion and inverter B to obtain a direct emulsion:
- неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ (Неонол АФ9-12) ТУ 2483-077-05766801-98 (ГЛБ=14);- nonionic surfactant nonionic surfactants (Neonol AF 9-12 ) TU 2483-077-05766801-98 (HLB = 14);
- НПАВ (Неонол АФ9-4) ТУ 2483-077-05766801-98 (ГЛБ=8,8);- nonionic surfactants (Neonol AF 9-4 ) TU 2483-077-05766801-98 (HLB = 8.8);
- Aminadet N (по импорту) (ГЛБ=6);- Aminadet N (for import) (HLB = 6);
- Синоксол м. А ТУ 2458-082-40912231-2012 (ГЛБ=8,8);- Sinoksol m. A TU 2458-082-40912231-2012 (HLB = 8.8);
- Синоксол м. В ТУ 2458-082-40912231-2012 (ГЛБ=14);- Sinoksol m. In TU 2458-082-40912231-2012 (HLB = 14);
- Углеводородный реагент (УВ): минеральные масла (индустриальное масло марки ИП-8, ИП-12 ГОСТ 20799-88; трансформаторное масло, ТУ 38-401978-98), дизтопливо ГОСТ Р 52368-2005;- Hydrocarbon reagent (HC): mineral oils (industrial oil brand IP-8, IP-12 GOST 20799-88; transformer oil, TU 38-401978-98), diesel fuel GOST R 52368-2005;
- Органобентонит ТУ 952752-2000;- Organobentonite TU 952752-2000;
- Флотореагент-оксаль Т-92 ТУ 2452-029-05766801-94;- Flotoreagent-oxal T-92 TU 2452-029-05766801-94;
- Бурфлюб-БТ-ТУ 2452-018-40912231-2003;- Burflyub-BT-TU 2452-018-40912231-2003;
- ДСПБ-БС ТУ 2452-002-52412574-00;- DSPB-BS TU 2452-002-52412574-00;
- Реоцел м. В ТУ 2231-012-40912231-2003;- Reocel m. In TU 2231-012-40912231-2003;
- Реоксан м. В ТУ 9189-002-40912231-2003.- Reoxan m. In TU 9189-002-40912231-2003.
Пример. Готовили инвертор А для получения обратной эмульсии, для чего в лабораторный стакан от миксера Hamilton Beach налили 112 см3 дизтоплива, влили в него при перемешивании 8 см3 неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ) эмульгатора обратной эмульсии марки Синоксол м. А (ГЛБ=8,8) и 30 минут перемешивали на лабораторной мешалке при n=500 об/мин. Затем в полученный инвертор А при n=1000 об/мин тонкой струйкой ввели 280 см3 ББР №1, смесь перемешивали на лабораторной мешалке со скоростью 1000 об/мин в течение 30 минут, затем дополнительно в течение 6 минут диспергировали на миксере Hamilton Beach при n=13000 об/мин, после чего был получен БРУО на базе БРВО путем инверсии фаз со следующим содержанием составляющих, об.%: инвертор А (при объемном соотношении дизтопливо: Синоксол м. А как 14: 1 соответственно) - 30,0; полимер-эмульсионный буровой раствор на водной основе - 70,0 (таблица 6 состав 7; таблица 7 состав 7).Example. Inverter A was prepared to obtain an inverse emulsion, for which 112 cm 3 of diesel fuel was poured into a beaker from a Hamilton Beach mixer, and 8 cm 3 of non-ionic surfactant (SAS) of the Sinoxol brand A inverse emulsion emulsifier was added to it with stirring. 8.8) and 30 minutes were mixed on a laboratory stirrer at n = 500 rpm. Then, 280 cm 3 RBI No. 1 was introduced into the resulting inverter A at n = 1000 rpm in a thin stream, the mixture was stirred on a laboratory stirrer at a speed of 1000 rpm for 30 minutes, then it was dispersed for an additional 6 minutes on a Hamilton Beach mixer at n = 13000 rpm, after which a BROF based on BRVO was obtained by phase inversion with the following content of components, vol.%: inverter A (with a volume ratio of diesel fuel: Sinoksol m. A as 14: 1, respectively) - 30.0; water-based polymer-emulsion drilling mud - 70.0 (table 6 composition 7; table 7 composition 7).
Затем для перевода полученной обратной эмульсии (БРУО) в БРВО, представляющий собой прямую эмульсию типа масло в воде, готовили инвертор Б для получения прямой эмульсии, для чего 8 см3 эмульгатора прямой эмульсии Неонол АФ9-12 (ГЛБ=14) смешивали с 4 см3 Оксаль Т-92 при их объемном соотношении 2:1. Затем к 400 см3 полученному ранее БРУО добавляли 12 см приготовленного инвертора Б, смесь перемешивали на лабораторной мешалке 30 минут при n=1000 об/мин, после чего был получен полимер-эмульсионный буровой раствор (прямая эмульсия) на базе БРУО путем инверсии фаз со следующим содержанием составляющих, об.%: инвертор Б (при соотношении Неонол АФ9-12: Оксаль Т-92 соответственно 2:1) - 3,0; БРУО - 97,0 (таблица 6 состав 13; таблица 7 состав 13).Then, in order to transfer the obtained reverse emulsion (BROO) to BRVO, which is a direct oil-in-water emulsion, an inverter B was prepared to obtain a direct emulsion, for which 8 cm 3 of a direct emulsion emulsifier Neonol AF 9-12 (HLB = 14) were mixed with 4 cm 3 Oxal T-92 with a volume ratio of 2: 1. Then, to 400 cm 3 of the previously obtained BROF, 12 cm of the prepared inverter B was added, the mixture was stirred on a laboratory mixer for 30 minutes at n = 1000 rpm, after which a polymer-emulsion drilling fluid (direct emulsion) based on BRUO was obtained by phase inversion with the following content of components, vol.%: inverter B (with a ratio of Neonol AF 9-12 : Oxal T-92, respectively 2: 1) - 3.0; BRUO - 97.0 (table 6 composition 13; table 7 composition 13).
В остальных случаях при переводе прямой эмульсии в обратную и снова в прямую эмульсию растворы готовили аналогичным образом, отличались только концентрациями и составами эмульгаторов прямых и обратных эмульсий и, соответственно, соотношением эмульгатора с УВ в инверторе А и соотношением эмульгатора и диоксановых спиртов в инверторе Б, а также соотношением инвертора с инвертируемым буровым раствором.In other cases, when the direct emulsion was converted into the reverse emulsion and again into the direct emulsion, the solutions were prepared in a similar way, they differed only in the concentrations and compositions of emulsifiers of direct and inverse emulsions and, accordingly, in the ratio of emulsifier to HC in inverter A and the ratio of emulsifier and dioxane alcohols in inverter B, as well as the ratio of inverter to invert drilling fluid.
Для дополнительного регулирования технологических свойств инвертируемых буровых растворов использованы реагенты, традиционно применяемые в процессе бурения. Например, при инверсии прямой эмульсии в БРУО происходит снижение плотности раствора за счет добавления углеводородной фазы, поэтому для сохранения плотности могут быть использованы, например, хлорид кальция или барит, или карбонат кальция. При переводе БРУО в прямую эмульсию при необходимости снижения плотности прямой эмульсии добавляется техническая вода, при этом возможно повышение фильтрационных свойств и снижение реологических показателей, поэтому для восстановления этих показателей используют, например, реагент на основе ксантановой смолы (Реоксан м. Б), реагент на основе оксиэтилцеллюлозы (Реоцел м. В), крахмал и другие реагенты.For additional regulation of the technological properties of invertible drilling fluids, reagents traditionally used in the drilling process were used. For example, in the case of inverse emulsion inversion in BROF, the density of the solution decreases due to the addition of a hydrocarbon phase; therefore, for maintaining the density, for example, calcium chloride or barite or calcium carbonate can be used. When converting BRUO to direct emulsion, if it is necessary to reduce the density of the direct emulsion, technical water is added, while it is possible to increase filtration properties and reduce rheological parameters, therefore, to restore these indicators, for example, a reagent based on xanthan gum (Reoxan m. B), reagent the basis of hydroxyethyl cellulose (Reocel m. B), starch and other reagents.
В таблице 6 и 7 приведены данные по составу и свойствам эмульсионных буровых растворах, полученных путем инверсии прямых и обратных эмульсий по заявляемому способу.Table 6 and 7 shows data on the composition and properties of emulsion drilling fluids obtained by inverting forward and reverse emulsions by the present method.
Данные, приведенные в таблице, показывают, что буровые растворы, полученные путем инверсии эмульсионных буровых растворов на водной и углеводородной основе при реализации предлагаемого способа строительства скважины, по своим свойствам удовлетворяют требованиям проводки пологих и горизонтальных скважин в осложненных условиях, т.к. характеризуется:The data shown in the table show that drilling fluids obtained by inverting water and hydrocarbon-based emulsion drilling fluids when implementing the proposed method for well construction, by their properties, satisfy the requirements for flat and horizontal wells in complicated conditions, because characterized by:
- высокими ингибирующими и гидрофобизирующими свойствами: степень эрозии шлама глинистых пород 0-2%, что позволит сохранить устойчивость глинистых пород;- high inhibitory and hydrophobizing properties: the degree of erosion of sludge from clay rocks 0-2%, which will allow to maintain the stability of clay rocks;
- оптимальными реологическими характеристиками: пластическая вязкость 28-86 сПз, динамическое напряжение сдвига 141,6-257,6 дПа, прочность геля 25,5-71,5/28-81,8 дПа, что позволит обеспечить необходимую выносную и удерживающую способность бурового раствора;- optimal rheological characteristics: plastic viscosity 28-86 cps, dynamic shear stress 141.6-257.6 dPa, gel strength 25.5-71.5 / 28-81.8 dPa, which will provide the necessary remote and holding ability of the drilling solution;
- высокими смазочными свойствами: коэффициент трения 0,099-0,13, что позволит предотвратить прихваты в сильно искривленном и горизонтальном участках ствола скважины, облегчит прохождение бурильной колонны, улучшит условия работы породоразрушающего инструмента на забое;- high lubricating properties: a friction coefficient of 0.099-0.13, which will prevent sticking in highly curved and horizontal sections of the wellbore, facilitate the passage of the drill string, improve working conditions of the rock cutting tool at the bottom;
- низкими фильтрационными свойствами: показатель фильтрации равен 0-2 см3 при ΔP=0,7МПа, что позволит предотвратить проникновение больших объемов бурового раствора и фильтрата в приствольную зону скважины.- low filtration properties: the filtration rate is 0-2 cm 3 at ΔP = 0.7 MPa, which will prevent the penetration of large volumes of drilling fluid and filtrate into the near-well zone.
Преимущества предлагаемого способа строительства горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых отложений по обоим вариантам по сравнению с прототипом заключаются в следующем:The advantages of the proposed method for the construction of horizontal wells in the intervals of unstable deposits in both options compared to the prototype are as follows:
- повышение устойчивости терригенных пород, вскрываемых под большими зенитными углами (более 60°), за счет использования БРУО, обеспечивающего максимальную гидрофобизацию пород неустойчивого интервала в процессе бурения, что позволит предупредить осложнения в процессе бурения при вскрытии неустойчивых пород, склонных к осыпям и обвалам, и сократить затраты времени и средств на строительство скважины;- increasing the stability of terrigenous rocks exposed at large zenith angles (more than 60 °), due to the use of BRUO, which provides maximum hydrophobization of rocks of an unstable interval during drilling, which will prevent complications during drilling during the opening of unstable rocks, prone to talus and collapses, and reduce the time and money spent on well construction;
- расширение области применения способа строительства горизонтальных скважин в неустойчивых терригенных отложениях, а именно, возможность бурения скважин по терригенным девонским отложениям (в том числе и по кыновским глинам) без ограничения величины зенитного угла (при зенитных углах более 60°), а также возможность бурения скважины на продуктивный пласт, вскрываемый горизонтальным стволом, сложенный песчаниками и расположенный непосредственно под неустойчивыми горными породами, без изменения конструкции скважин;- expanding the scope of the method for constructing horizontal wells in unstable terrigenous deposits, namely, the possibility of drilling wells using terrigenous Devonian deposits (including Kyn clay) without limiting the zenith angle (at zenith angles of more than 60 °), as well as the possibility of drilling wells on a productive formation, opened by a horizontal wellbore, composed of sandstones and located directly under unstable rocks, without changing the design of the wells;
- сокращение материальных, временных и трудовых затрат;- reduction of material, time and labor costs;
- снижение отрицательного влияния бурового раствора на фильтрационно-емкостные свойства коллектора за счет повышения гидрофобизирующих и ингибирующих свойств инвертированного бурового раствора, как на водной, так и на углеводородной основе, что позволит повысить качество вскрытия продуктивного пласта и сократить время освоения скважины.- reducing the negative impact of the drilling fluid on the reservoir properties of the reservoir by increasing the hydrophobic and inhibitory properties of the inverted drilling fluid, both water and hydrocarbon-based, which will improve the quality of the opening of the reservoir and reduce the time of well completion.
2. В опыте №11 использован раствор №5; в опытах №№12, 3 использованы растворы №6, 7; в опыте №14 использован раствор №8; в опытах №№15, 6 использован раствор №9; в опыте №, 17 использован раствор №10.
3. В опытах №№5, 6 и 7 использован эмульгатор Неонол АФ9-4; в опытах №№8,9 использован эмульгатор Синоксол м. А; в опыте №10 использован эмульгатор Aminadet N.
4. В опытах №№5-7 использовано дизтопливо, в опытах №№8, 9 использовано индустриальное масло марки ИП-8; в опыте №10 использовано трансформаторное масло.
5. Раствор №16 после проведения инверсии фаз был дополнительно обработан 0,1% Реоксана м. Б; Раствор №17 после проведения инверсии фаз был дополнительно обработан 0,1% Реоцел м.В.
6. В опыте №11 использованы эмульгатор Неонол АФ9-12 (ГЛБ=14) и Бурфлюб-БТ; в опытах №№12-14 - месь эмульгаторов Неонол АФ9-12 и Неонол АФ9-4 (ГЛБ=11 и Бурфлюб-БТ (доля гидроксильных групп 25%); в опытах №№15 и 16 - эмульгатор Синоксол м. В (ГЛБ=14) и Флотореагент Т-92 (доля гидроксильных групп 36%); в опыте №17 - смесь эмульгаторов Неонол АФ9-12 и Неонол АФ9-4 (ГЛБ=12,5) и ДСНБ-БС (доля гидроксильных групп 15%).Notes: 1. In experiment No. 5, the IYBG No. 1 was used; in experiments No. 6, 7, 9, 10 used BBR No. 1; in experiment No. 8, DBR No. 2 was used;
2. In experiment No. 11, solution No. 5 was used; in experiments No. 12, 3 used solutions No. 6, 7; in experiment No. 14, solution No. 8 was used; in experiments No. 15, 6, solution No. 9 was used; in experiment No. 17, solution No. 10 was used.
3. In experiments No. 5, 6 and 7, the emulsifier Neonol AF 9-4 was used ; in experiments No. 8.9 used the emulsifier Sinoksol m. A; in experiment No. 10, the emulsifier Aminadet N. was used.
4. In experiments No. 5-7 used diesel fuel, in experiments No. 8, 9 used industrial oil brand IP-8; in experiment No. 10 used transformer oil.
5. Solution No. 16 after phase inversion was additionally treated with 0.1% Reoxan m. B; Solution No. 17 after phase inversion was additionally treated with 0.1% Reocel M.V.
6. In experiment No. 11, the emulsifier Neonol AF 9-12 (HLB = 14) and Burflub-BT were used; in experiments nos. 12-14, a mixture of emulsifiers Neonol AF 9-12 and Neonol AF 9-4 (HLB = 11 and Burflub-BT (the proportion of hydroxyl groups 25%); in experiments nos. 15 and 16, the emulsifier Sinoxol m. (HLB = 14) and Flotoreagent T-92 (the share of hydroxyl groups 36%); in experiment No. 17 - a mixture of emulsifiers Neonol AF 9-12 and Neonol AF 9-4 (HLB = 12.5) and DSNB-BS (the proportion of hydroxyl groups 15%).
ρ - плотность раствора;
Ф0,7МПа - показатель фильтрации при 0,7МПа;
η - пластическая вязкость;
τ0 - динамическое напряжение сдвига;
Gel 10с/10мин - прочность геля, замеренная через 10с и 10мин покоя;
УС - удельное сопротивление;
ЭС - электростабильность.Notes: * - filtration rate at 0.1 MPa;
ρ is the density of the solution;
F 0.7MPa - a filtration rate at 0.7MPa;
η is the plastic viscosity;
τ 0 - dynamic shear stress;
Gel 10s / 10min - gel strength measured after 10s and 10min of rest;
US - specific resistance;
ES - electrical stability.
Claims (27)
инвертор А для получения обратной эмульсии добавляют к БРВО в объемном количестве 28-35 об.%, а последующий перевод полученного ИЭР в буровой раствор на водной основе осуществляют путем добавления к нему инвертора Б для получения прямой эмульсии, представляющего собой смесь эмульгатора прямой эмульсии, активным действующим началом которого являются неионогенные поверхностно-активные вещества на основе полигликолевых эфиров жирных кислот или спиртов с гидрофильно-липофильным балансом 11-14, с диоксановыми спиртами с массовой долей гидроксильных групп в пределах 15-36%, при объемном соотношении указанный эмульгатор прямой эмульсии: указанные диоксановые спирты как (2÷3,5):1 соответственно, при этом инвертор Б для получения прямой эмульсии добавляют к ИЭР в объемном количестве 1,75-4 об.%.14. The method according to p. 8, characterized in that as dioxane alcohols with a mass fraction of hydroxyl groups in the range of 15-36%, use Flotoreagent-oxal T-92 or Burflyub-BT, or DSPB-BS.
the inverter A to obtain the inverse emulsion is added to the BRVO in a volume of 28-35 vol.%, and the subsequent transfer of the obtained IER to the water-based drilling mud is carried out by adding inverter B to it to obtain a direct emulsion, which is a mixture of a direct emulsion emulsifier, active the active principle of which are nonionic surfactants based on polyglycol ethers of fatty acids or alcohols with a hydrophilic-lipophilic balance of 11-14, with dioxane alcohols with a mass fraction of hydrox ile groups within 15-36%, with a volume ratio of the specified emulsion emulsifier direct emulsion: the specified dioxane alcohols as (2 ÷ 3,5): 1, respectively, while the inverter B to obtain direct emulsion is added to the ESI in a volume quantity of 1.75 4 vol.%.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012135641/03A RU2507371C1 (en) | 2012-08-17 | 2012-08-17 | Method of horizontal well construction in sections of unstable strata (versions) |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012135641/03A RU2507371C1 (en) | 2012-08-17 | 2012-08-17 | Method of horizontal well construction in sections of unstable strata (versions) |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2507371C1 true RU2507371C1 (en) | 2014-02-20 |
Family
ID=50113320
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012135641/03A RU2507371C1 (en) | 2012-08-17 | 2012-08-17 | Method of horizontal well construction in sections of unstable strata (versions) |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2507371C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2745493C1 (en) * | 2020-10-29 | 2021-03-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for construction of wells on the terrigenous devonian deposits of the romashkino oil field |
RU2768357C1 (en) * | 2021-05-24 | 2022-03-23 | Александр Александрович Третьяк | Emulsion-inhibited reverse-invert drilling mud |
RU2779869C1 (en) * | 2022-02-21 | 2022-09-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for constructing a well with an extended horizontal or inclined section in unstable rocks |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6806233B2 (en) * | 1996-08-02 | 2004-10-19 | M-I Llc | Methods of using reversible phase oil based drilling fluid |
EA009065B1 (en) * | 2003-02-03 | 2007-10-26 | М-Ай Л.Л.С. | Delayed phase changing agent for invert emulsion drilling fluid |
RU2336291C1 (en) * | 2007-01-26 | 2008-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Emulsifing and stabilising agent for invert emulsions and method of preparation of invert emulsion drill mud on its basis |
RU2352602C2 (en) * | 2007-05-28 | 2009-04-20 | Восточно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья ФГУНПГП "Иркутскгеофизика" | Drilling agent on water-organic base |
RU2421586C1 (en) * | 2009-12-14 | 2011-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "УПРАВЛЯЮЩАЯ КОМПАНИЯ "Татбурнефть" ООО "УК "Татбурнефть" | Procedure for construction of horizontal well in devonian strata |
RU2436821C2 (en) * | 2005-11-15 | 2011-12-20 | Солютиа Инкорпорейтед | Methods and devices for continuous production of polymer dispersions |
US20120080232A1 (en) * | 2009-03-24 | 2012-04-05 | Mueller Heinz | Emulsion-Based Cleaning Composition For Oilfield Applications |
-
2012
- 2012-08-17 RU RU2012135641/03A patent/RU2507371C1/en active
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6806233B2 (en) * | 1996-08-02 | 2004-10-19 | M-I Llc | Methods of using reversible phase oil based drilling fluid |
EA009065B1 (en) * | 2003-02-03 | 2007-10-26 | М-Ай Л.Л.С. | Delayed phase changing agent for invert emulsion drilling fluid |
RU2436821C2 (en) * | 2005-11-15 | 2011-12-20 | Солютиа Инкорпорейтед | Methods and devices for continuous production of polymer dispersions |
RU2336291C1 (en) * | 2007-01-26 | 2008-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Emulsifing and stabilising agent for invert emulsions and method of preparation of invert emulsion drill mud on its basis |
RU2352602C2 (en) * | 2007-05-28 | 2009-04-20 | Восточно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья ФГУНПГП "Иркутскгеофизика" | Drilling agent on water-organic base |
US20120080232A1 (en) * | 2009-03-24 | 2012-04-05 | Mueller Heinz | Emulsion-Based Cleaning Composition For Oilfield Applications |
RU2421586C1 (en) * | 2009-12-14 | 2011-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "УПРАВЛЯЮЩАЯ КОМПАНИЯ "Татбурнефть" ООО "УК "Татбурнефть" | Procedure for construction of horizontal well in devonian strata |
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
ФЕФЕЛОВ Ю.В. и др. Особенности инвертно-эмульсионных буровых растворов при бурении пологих и горизонтальных скважин на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», НТЖ Нефть. Газ. Новации, 2009, No.10, с.45-48. * |
ФЕФЕЛОВ Ю.В. и др. Особенности инвертно-эмульсионных буровых растворов при бурении пологих и горизонтальных скважин на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», НТЖ Нефть. Газ. Новации, 2009, №10, с.45-48. * |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2745493C1 (en) * | 2020-10-29 | 2021-03-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for construction of wells on the terrigenous devonian deposits of the romashkino oil field |
RU2768357C1 (en) * | 2021-05-24 | 2022-03-23 | Александр Александрович Третьяк | Emulsion-inhibited reverse-invert drilling mud |
RU2779869C1 (en) * | 2022-02-21 | 2022-09-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for constructing a well with an extended horizontal or inclined section in unstable rocks |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP0814232B1 (en) | Well completion spacer fluids | |
US6063737A (en) | Aqueous displacement fluid compositions for use in wellbores | |
US4173999A (en) | Technique for controlling lost circulation employing improved soft plug | |
AU2013296718B2 (en) | Lost circulation material with a multi-modal large particle size distribution | |
US5368103A (en) | Method of setting a balanced cement plug in a borehole | |
CA3050533C (en) | Nanosilica dispersion well treatment fluid | |
US3724564A (en) | Technique for controlling lost circulation | |
EA008671B1 (en) | Fiber assisted emulsion system | |
RU2357997C1 (en) | Blocking fluid "жг-иэр-т" | |
RU2507371C1 (en) | Method of horizontal well construction in sections of unstable strata (versions) | |
US2578888A (en) | Emulsion drilling mud | |
US3126958A (en) | Cementing casing | |
RU2467163C1 (en) | Method of processing primarily flat horizontal well hole for removal of mud bulk from bottom-hole formation zone | |
US2793188A (en) | External oil phase drilling fluid emulsions | |
RU2315076C1 (en) | Heavy drilling fluid | |
RU2612040C2 (en) | Polymer-emulsion drilling mud | |
US11535786B2 (en) | Methods for wellbore strengthening | |
US11472996B2 (en) | Methods for wellbore strengthening | |
US20010022224A1 (en) | Cementing spacers for improved well cementation | |
RU2167280C2 (en) | Method of developing nonuniform hydrocarbon pool | |
US3734189A (en) | Hydraulic fracturing process using a temperature-inverted fracturing fluid | |
RU2655513C2 (en) | Method of hydrocarbon reservoir fracturing | |
RU2274651C1 (en) | Polymer-clay fluid for drilling well in permafrost rock | |
US10266743B2 (en) | High-performance aqueous-phase polymer fluid for drilling well bores in low-gradient formations | |
RU2563856C2 (en) | Method of drilling of wells complicated by absorbing horizons |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PD4A | Correction of name of patent owner | ||
QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20171211 |
|
QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20171228 Effective date: 20171228 |
|
QZ41 | Official registration of changes to a registered agreement (patent) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20171211 Effective date: 20190429 |
|
QZ41 | Official registration of changes to a registered agreement (patent) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20171211 Effective date: 20190528 |
|
QZ41 | Official registration of changes to a registered agreement (patent) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20171211 Effective date: 20210928 |