WO2019093930A1 - 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 PDF

Info

Publication number
WO2019093930A1
WO2019093930A1 PCT/RU2018/050141 RU2018050141W WO2019093930A1 WO 2019093930 A1 WO2019093930 A1 WO 2019093930A1 RU 2018050141 W RU2018050141 W RU 2018050141W WO 2019093930 A1 WO2019093930 A1 WO 2019093930A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
silicon dioxide
oil
absorption
rest
particle size
Prior art date
Application number
PCT/RU2018/050141
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Виталий Вячеславович СЕРГЕЕВ
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум"
Priority to CN201880078428.4A priority Critical patent/CN111433432B/zh
Priority to EA202091051A priority patent/EA038636B1/ru
Priority to EP18877042.4A priority patent/EP3712375A4/en
Priority to US16/761,377 priority patent/US11008499B2/en
Priority to CA3082474A priority patent/CA3082474C/en
Priority to MYPI2020002253A priority patent/MY196857A/en
Publication of WO2019093930A1 publication Critical patent/WO2019093930A1/ru

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/5045Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/03Specific additives for general use in well-drilling compositions
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/40Spacer compositions, e.g. compositions used to separate well-drilling from cementing masses
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/516Compositions 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
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B21/00Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/003Means for stopping loss of drilling fluid
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • E21B33/138Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/10Nanoparticle-containing well treatment fluids

Definitions

  • the invention relates to the oil and gas industry, in particular to technologies for the elimination of drilling fluid absorption during the construction of oil and gas wells.
  • the prior art a method of preventing and eliminating zones of absorption in the well (AS USSR jVa 1714081, IPC ⁇ 21 ⁇ 33/13, ⁇ 21 ⁇ 33/138, publication date 23.02.1992), including the sequential injection of polyvalent salt into the interval of the absorbing layer metal and polymer cement material, followed by pushing them into the absorbing layer.
  • the disadvantage of this method is the need to saturate the absorbing range with aqueous solutions of salts of polyvalent metals for the subsequent reaction of an aqueous solution with a polymer material (a mixture of urea resin), which is injected afterwards.
  • aqueous solution of salts due to low viscosity will be completely absorbed by the receiving interval and filtered deep into the reservoir.
  • the polymeric material injected with a trace with a viscosity higher than the aqueous solution of salts does not mix with the aqueous solution of salts and, accordingly, the mixture does not gain the necessary rheological properties to create a blocking screen.
  • IPC EV 43/22, EV 43/32, publication date 10/27/2012 reduces the water content of wells, which can be used, in particular, in the elimination of acquisitions during the construction and repair of wells.
  • the disadvantages of this method are the complexity and complexity of the preparation of the blocking composition in field conditions, as well as irreversible clogging of the filtration channels during the initial opening of productive intervals of oil and gas reservoirs.
  • a method is proposed to eliminate drilling fluid absorption in highly permeable formations or ANPD formations based on pumping a blocking pack in the form of an emulsion-suspension system and pushing it with an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride.
  • the essence of the invention lies in the fact that the method includes the following successive steps: pumping a blocking pack and a squeezing fluid into the reservoir, using an emulsion-suspension system containing diesel fuel or prepared oil from the point of preparation and pumping of oil, emulsifier, colloidal silica nanoparticle solution, dry amorphous silica, microparticles of ilmenite or trimarganese tetroxide, an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride, and as stve displacement fluid is an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride.
  • an emulsion-suspension system containing (% by mass): diesel fuel or prepared oil from the oil treatment and transfer station - 15-30, emulsifier - 2-3, colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles with a particle size of from 5 to 100 nm is 0.5-1, dry amorphous silicon dioxide (92-99%) with a particle size of from 5 to 500 nm.
  • an emulsion-suspension system containing (% by mass): diesel fuel or prepared oil from the point of preparation and pumping of oil can be used as a blocking pack.
  • emulsifier - 2-3 colloidal solution of silica nanoparticles with a particle size of from 5 to 100 nm - 0.5-1, dry amorphous silicon dioxide (92-99%) with a particle size of from 5 to 500 nm - 3-5, microparticles of ilmenite or trimar tetroxide ganza with a particle size of 0.2 to 5 microns - 5-10 and an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride
  • esters of higher unsaturated fatty acids (linoleic, oleic, linolenic) and resin acids - 40-42, amine oxide - 0.7-1, high-molecular-weight organic heat stabilizer - 0.5 -1, diesel fuel (summer or winter) - the rest.
  • the radial placement of the blocking pack in the absorbing formation underlying the method provides for the creation of a blocking screen that, due to the complex of high adhesive and rheological characteristics, is able to withstand high pressure drops (up to 300 atm.) Without breaking the formation fluid and absorbing the drilling mud.
  • Increasing the viscosity of the ESS when interacting with water and decomposition of the ESS when interacting with hydrocarbons ensures the selectivity of the blocking pack and prevents irreversible clogging of the reservoir during the initial opening.
  • the hydrophobicity and surface activity of the ESS provides a change in the phase permeability of predominantly hydrophilic rocks of the productive strata.
  • the technical result of the invention is to improve the technological efficiency of measures to eliminate absorption of drilling fluid in high-permeable formations or formations with abnormally low-pressure formations, simplifying the preparation of a blocking composition in field conditions, the ability to control the rheological parameters of the compositions both in surface conditions and during their movement in the drill string.
  • the invention is illustrated by the following graphic materials.
  • FIG. 1 shows a table that reveals the technique and equipment for the preparation and injection of process fluids.
  • FIG. 2 shows a table illustrating the results of measurements of the density of emulsion-suspension systems (density of the water component - 1280 kg / m 3 ).
  • FIG. 3 shows a table illustrating the results of measurements of the aggregative stability of emulsion-suspension systems (the density of the water component is 1280 kg / m 3 ).
  • FIG. 4 shows a table illustrating the results of measurements of the kinematic viscosity of emulsion-suspension systems (the density of the water component is 1280 kg / m 3 ).
  • the volume of the blocking pack is determined depending on the intensity of the absorption or the injectivity of the interval and is in the range of 5-25 m 3 per meter of the exposed thickness of the formation (m 3 / m), but not less than 150% of the volume sufficient to cover the absorbing interval.
  • S is the specific gravity of the solution, ⁇ .
  • the preparation of the blocking pack is performed at the installations for the preparation of solutions: the “BPR” solutions preparation unit (a container with a paddle stirrer and an external centrifugal pump).
  • the necessary equipment for the preparation of emulsion systems is shown in FIG. one.
  • diesel fuel or prepared oil from the preparation and pumping station of oil - 15-30 is collected (% by mass).
  • the emulsifier is dispersed successively in diesel fuel - 2-3, a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles - 0.5-1, dry amorphous silicon dioxide (92-99%) with a particle size of from 5 to 500 nm. 1-3 and microparticles of ilmenite or trimar ganza tetroxide with a particle size of from 0.2 to 5 ⁇ m — 5-10; an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride — the rest.
  • the emulsifier is dispersed successively in diesel fuel - 2-3, colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles - 0.5-1, dry amorphous silicon dioxide (92-99%) with a particle size of from 5 to 500 nm - 3-5 and microparticles of ilmenite or tetroxide trimanganese with a particle size of 0.2 to 5 microns - 5-10, an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride - the rest.
  • a composition containing (% by mass) can be used as a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles:
  • esters of higher unsaturated fatty acids (linoleic, oleic, linolenic) and resin acids - 40-42, amine oxide - 0.7-1, high-molecular organic heat stabilizer - 0.5-1, diesel fuel (summer or winter) - the rest.
  • the components are introduced into the hydrocarbon base through an ejector using a vacuum hose or through the open top of the BPR tank.
  • Technological tanks should be equipped with paddle mixers, providing a constant and uniform distribution of reagents throughout the volume. To ensure that the stability properties of the systems are obtained and maintained, bladed mixers with reverse direction of rotation are recommended.
  • the quality of preparation and the stability of the properties of the systems depend on the complete coverage of the mixing of the entire volume of the cooking tank, the cleanliness of the containers, the speed of input of the components and the time of dispersion. It is recommended to use a container with "beveled" corners (shape close to cylindrical).
  • Quality control of ESS preparation Monitoring is carried out by checking the sedimentation stability of the systems. The test is considered positive if, during exposure to an ESS at room temperature for 2 hours, the aqueous or hydrocarbon phase is separated by no more than 3% of the ESS.
  • the list of equipment and special equipment for work on the well is considered positive if, during exposure to an ESS at room temperature for 2 hours, the aqueous or hydrocarbon phase is separated by no more than 3% of the ESS.
  • the number and type of special equipment are presented in FIG. 1. The calculation was made subject to the preparation of systems on the “BPR” mortar unit. The presented list of equipment and special equipment is basic and may include additional names depending on the conditions of work, the location of the mortar site. The injection of the blocking pack into the well can be done using mud pumps.
  • Specific volumes of blocking packs and squeezing fluid injected into the reservoir are calculated depending on the intensity of absorption or the injectivity of the formation and the power of the opened absorption interval.
  • Injection of process fluids at the stage of installation of the blocking packs should be carried out continuously with a capacity that prevents the density of process fluids from decreasing by floating gas and oil, as well as under pressure on the unit, excluding the full absorption of the fluid.
  • the rate of injection of process fluids is determined by the value of reservoir pressure:
  • the injection rate should be maximum, exceeding the reservoir productivity
  • the reservoir in order to minimize repression on the reservoir and reduce absorption volumes of the injected fluid, the reservoir must adhere to the minimum injection rate (5-10 l / s).
  • the required density of process fluids is determined on the basis of a calculation based on the condition for creating a pressure by a column of process fluids that exceeds the current reservoir pressure per safety factor.
  • the amount of dry potassium chloride or calcium chloride required to prepare the required volume of an aqueous solution of a specific density is calculated using the following formula:
  • M p the amount of reagent - dry potassium chloride or calcium chloride, kg;
  • V p - the required volume of an aqueous solution of salts, m 3 .
  • p is the calculated density of process liquids, kg / m 3 ;
  • P - safety factor for the proportion of process fluids determined by the Federal norms and rules in the field of industrial safety “Safety rules in the oil and gas industry”, approved by order of Rostechnadzor dated 12.03.2013 101;
  • Aggregative stability is the ability of systems to maintain the degree of dispersion of the internal phase.
  • the evaluation was carried out by the indicator of electrical stability - measurements of the values of the electrical voltage corresponding to the moment of destruction of the systems enclosed between the electrodes of the measuring cell of the device.
  • the experiments were carried out on the device brand FANN.
  • Measurement of thermal stability of the ESS was performed by holding the samples in measuring hermetically sealed cylinders in a heating cabinet for 24 hours at a given temperature mode of 80 ° C. The test was considered positive (the sample is stable) if, after 6 hours of thermostating, no more than 3 vol.% Of the aqueous or hydrocarbon phases of the total ESS separated from the emulsion system. As a result of experiments on thermal stability, it was determined that all samples are stable for 24 hours.
  • the blocking packs of the following composition were injected into the bottomhole formation zone (PPP), mass%: diesel fuel - 7, emulsifier - 2 (containing% mass: esters of higher unsaturated fatty acids (linolenic) and resin acids - 41, amine oxide - 0.8, high molecular organic heat stabilizer - 0.5, diesel fuel (winter) - the rest), colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles - 0.7 (containing% mass: silicon dioxide - 30, ethylene glycol - the rest), dry nanoparticles of amorphous silicon dioxide with particle size from 5 d about 500 nm - 4.5, microparticles of trimanganese tetroxide with a particle size of from 0.2 to 5 microns - 8, an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1050 kg / m 3 - the rest, in a volume of 25 m 3 / m.
  • the blocking and fixing packs were pumped with an aqueous solution of potassium chloride
  • the blocking packs of the following composition were injected into the PPP,% by mass: diesel fuel - 23, emulsifier - 2.5 (containing% of masses: esters of higher unsaturated fatty acids (linolenic) and resin acids - 42, amine oxide - 0.9, high molecular weight organic heat stabilizer - 0.8, diesel fuel (winter) - the rest), colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles - 0.9 (containing% mass: silica - 30, propylene glycol monomethyl ether - 69, water - the rest), dry nanoparticles of amorphous silica with particle size from 5 to 500 nm - 2, microparticles of ilmenite with a particle size of from 0.2 to 5 microns - 7, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1035 kg / m 3 - the rest, in a volume of 6 m 3 / m.
  • the blocking package is displaced with an aqueous solution of calcium chloride with
  • Example 3 The implementation of the method in the elimination of absorption of drilling fluid formation with anomalously low reservoir pressure and absorption intensity of 16 m 3 / h. Absorption was eliminated in one cycle.
  • the blocking packs of the following composition were injected into the PPP, mass%: diesel fuel - 30, emulsifier - 3 (containing mass%: esters of higher unsaturated fatty acids (linolenic) and resin acids - 42, amine oxide -
  • colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles - 0.5 (containing% mass: silicon dioxide - 32.5, propylene glycol monomethyl ether, 67%, dry amorphous silicon dioxide with a particle size of from 5 to 500 nm - 1, microparticles of ilmenite with a particle size of from 0.2 to 5 microns - 5, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1035 kg / m 3 - the rest, in a volume of 5 m 3 / m.
  • the blocking package is displaced with an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1020 kg / m 3 in a volume of 2 m 3 / m.
  • a blocking pack of the following composition was injected into the PPP,% by mass: diesel fuel - 5, emulsifier - 2 (containing% of masses: esters of higher unsaturated fatty acids (linolenic) and resin acids - 42, amine oxide -
  • a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles - 1 (containing% mass: silicon dioxide - 31, isopropanol - 68, methyl alcohol - the rest), dry nanoparticles of amorphous silicon dioxide with particle size from 5 to 500 nm - 5, microparticles of ilmenite with a particle size of from 0.2 to 5 microns - 10, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1095 kg / m 3 - the rest, in a volume of 25 m 3 / m.
  • the blocking package is displaced with an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1080 kg / m 3 in a volume of 3 m 3 / m.
  • a blocking pack of the following composition was injected in the PPP,% by mass: 10 diesel fuel, 3 - emulsifier (containing% mass: higher esters unsaturated fatty acids (oleic acid) and resin acids - 42, amine oxide - 0.7, high molecular organic heat stabilizer - 0.5, diesel fuel (summer) - the rest), colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles - 1 (containing% mass: silicon dioxide - 30.5, isopropanol - 69, methyl alcohol - the rest), dry nanoparticles of amorphous silica with a particle size of from 5 to 500 nm - 4, microparticles of trimanganese tetroxide with a particle size of from 0.2 to 5 microns - 8, an aqueous solution of calcium chloride density of 1040 kg / m 3 - the rest, in a volume of 20 m 3 / m .
  • the blocking pack was pumped with an aqueous solution of calcium chlor
  • the blocking packs of the following composition were injected into the PPP, mass%: diesel fuel - 27.5, emulsifier - 3 (containing mass%: esters of higher unsaturated fatty acids (linolenic) and resin acids - 42, amine oxide - 0.9, high molecular weight organic heat stabilizer - 0.8, diesel fuel (winter) - the rest), colloidal solution of silica nanoparticles - 0.5 (containing% mass: silica - 32.5, propylene glycol monomethyl ether - 67, water - the rest), dry nanoparticles of amorphous silicon dioxide with a part size c from 5 to 500 nm - 1, microparticles of trimanganese tetroxide with a particle size of from 0.2 to 5 microns - 5, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1040 kg / m 3 - the rest, in a volume of 6.5 m 3 / m.
  • the invention provides an increase in the technological efficiency of measures to eliminate drilling fluid absorption in highly permeable formations or ANPD formations, simplifying the preparation of a blocking composition in field conditions, the ability to control the rheological parameters of the compositions both in surface conditions and during their movement in the drill string.

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

СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ ПОГЛОЩЕНИЙ БУРОВОГО РАСТВОРА
ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 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 (а.с. СССР jVa 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 (а.с. СССР j\2 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 продав кой 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 N° 2139410, МПК Е21В 33/138, дата публикации 10.10.1999). Способ включает закачку блокирующего состава и продавочной жидкости, при этом одновременно закачивают 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 N°
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 является 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 (% масс): 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 (% масс): 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 (% масс): 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 (% масс): 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 в глубь 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 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 эмульсионно-суспензионных 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.
м3
Оценку приемистости (К,— МПа) поглощающего интервала можно проводить по следующей формуле:
МО6
где:
/ - интенсивность поглощении при определенном расходе насоса, (— ); TVD - глубина скважины по вертикали, м; ECD - эквивалентная циркуляционная плотность, ;
S - удельный вес раствора, ^ .
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 тримар ганца 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 (% масс.) 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 - 0.5-1, 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 (% масс):
- 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 (% масс): 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.
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. Продав ка 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. Продав ка 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:
- при регистрации потери давления в скважине после остановки агрегата необходимо продолжить продавку закаченного объема блокирующей пачки; - если в ходе продав ки 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;
- если достигнута стабилизация давления в скважине - открыть превентор и возобновить циркуляцию с низким расходом; - если 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).
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:
Figure imgf000010_0001
где: Мр - количество реагента - сухого хлористого калия или хлористого кальция, кг;
Yp - удельный вес реагента, г/см3;
Υ>κτ - удельный вес технологических жидкостей, г/см3;
ΥΒ - 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:
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 часов 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 часов 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 часов.
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 минут.
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 аномально-низким 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 завершению подготовительных работ начали проведение технологических операций по закачке блокирующей пачки.
На первом этапе произвели закачку в призабойную зону пласта (ПЗП) блокирующей пачки следующего состава, % масс: дизельное топливо - 7, эмульгатор - 2 (содержащий % масс : 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 % масс : 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 аномально-низким пластовым давлением и интенсивностью поглощений 18 м3/ч. Поглощение было ликвидировано в один цикл.
Здесь и далее подготовительные работы производились в соответствие с порядком, указанным в примере 1.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП блокирующей пачки следующего состава, % масс: дизельное топливо - 23, эмульгатор - 2.5 (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 - 0.9 (содержащий % масс: 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 аномально-низким 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, % масс : дизельное топливо - 30, 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 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 аномально-низким 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, % масс : дизельное топливо - 5, эмульгатор - 2 (содержащий % масс: 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 % масс : двуокись кремния - 31, изопропанол - 68, метиловый спирт - остальное), сухие наночастицы аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 5, микрочастицы 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 аномально-низким 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, % масс: дизельное топливо - 10, эмульгатор - 3 (содержащий % масс: 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 % масс : 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 аномально-низким 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 аномально-низким 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, % масс: дизельное топливо - 10, эмульгатор - 2.5 (содержащий % масс: 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 % масс: 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

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
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.
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 (% масс):
- 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,
- водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное. 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 эмульсионно-суспензионную систему, содержащую (% масс):
- 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 (% масс.) 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 (% масс.) 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 (% масс.) двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное.
7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве эмульгатора используют композицию, содержащую (% масс):
- 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.
PCT/RU2018/050141 2017-11-13 2018-11-13 Способ ликвидации поглощений бурового раствора при строительстве нефтяных и газовых скважин WO2019093930A1 (ru)

Priority Applications (6)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201880078428.4A CN111433432B (zh) 2017-11-13 2018-11-13 在油气井的建井期间消除流体漏失的方法
EA202091051A EA038636B1 (ru) 2017-11-13 2018-11-13 Способ ликвидации поглощений бурового раствора при строительстве нефтяных и газовых скважин
EP18877042.4A EP3712375A4 (en) 2017-11-13 2018-11-13 PROCESS FOR LIQUIDING ABSORPTIONS OF DRILLING FLUID DURING THE DRILLING OF GAS AND OIL WELLS
US16/761,377 US11008499B2 (en) 2017-11-13 2018-11-13 Method for eliminating fluid loss during construction of oil and gas wells
CA3082474A CA3082474C (en) 2017-11-13 2018-11-13 Method for eliminating fluid loss during construction of oil and gas wells
MYPI2020002253A MY196857A (en) 2017-11-13 2018-11-13 Method for eliminating fluid loss during construction of oil and gas wells

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
RU2017139274 2017-11-13

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2019093930A1 true WO2019093930A1 (ru) 2019-05-16

Family

ID=63923397

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2018/050141 WO2019093930A1 (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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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 (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
RU2139410C1 (ru) 1998-05-18 1999-10-10 Уренгойское производственное объединение им.С.А.Оруджева "Уренгойгазпром" Способ изоляции зон поглощения в скважинах
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
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
RU2631460C1 (ru) * 2016-09-02 2017-09-22 Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ" Способ обработки призабойной зоны пласта

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
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
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

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
RU2139410C1 (ru) 1998-05-18 1999-10-10 Уренгойское производственное объединение им.С.А.Оруджева "Уренгойгазпром" Способ изоляции зон поглощения в скважинах
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
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
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
EA038636B1 (ru) 2021-09-27
EA202091051A1 (ru) 2020-07-15
EP3712375A1 (en) 2020-09-23
CA3082474C (en) 2022-08-16
CN111433432B (zh) 2022-06-03
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
WO2019093930A1 (ru) Способ ликвидации поглощений бурового раствора при строительстве нефтяных и газовых скважин
US11261718B2 (en) Method of selectively treating a bottom hole region of a formation for intensifying oil production
WO2019017824A1 (ru) Способ увеличения нефтеотдачи пластов (варианты)
EP3693539A1 (en) Method for killing oil and gas wells
US10385252B2 (en) Method for forming a high-performance aqueous-phase polymer fluid and system for drilling well bores in low-gradient formations
RU2662721C1 (ru) Способ глушения нефтяных и газовых скважин в осложненных условиях (варианты)
RU2742168C1 (ru) Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины
RU2702175C1 (ru) Способ обработки призабойной зоны пласта с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта
RU2728168C9 (ru) Способ предотвращения прорывов пластовых вод к забоям газовых, газоконденсатных или газогидратных скважин
Amro et al. Investigation of polymer adsorption on rock surface of highly saline reservoirs
RU2206712C2 (ru) Способ изоляции водо- и газопритоков в скважины
RU2327727C1 (ru) Состав, способ приготовления и применения блокирующей гидрофобной эмульсии в комбинированной технологии глушения скважин
Demirci Removal of Sustained Casing Pressure by Gravity Displacement of Annular Fluid
Rejepovich RECOMMENDATIONS FOR THE USE OF HYDROCARBON-BASED DRILLING MUD
Priest et al. Non-Plugging Emulsions Useful as Completion and Well-Servicing Fluids
CA3130499A1 (en) High-performance seawater-based polymeric fluid for drilling of reservoirs with total or partial loss of circulation and highly reactive clays, and process for forming the high-performance seawater-based polymeric fluid on-site
EA040894B1 (ru) Способ увеличения нефтеотдачи пластов (варианты)
WO2021198770A1 (en) Methods and devices for maintaining emulsion stability of non-aqueous drilling fluids
WO2020076342A1 (en) Acid sensitive emulsifier for use in subterranean treatment operations

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 18877042

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 3082474

Country of ref document: CA

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2018877042

Country of ref document: EP

Effective date: 20200615