способ строительства глубоких скважин в сложных геологических условиях

Формула изобретения

Способ строительства глубоких скважин в сложных горно-геологических условиях с применением малоглинистых буровых растворов состава, мас.%: глина 4,0-7,0, карбоксиметилцеллюлоза 0,5-2,0, хлористый натрий или калий 2,0-15,0 и карбонат кальция 3,0-7,0, вода остальное; или состава, мас.%: глина 4,0-7,0, карбоксиметилцеллюлоза 1,0-3,0, хлористый натрий или калий 2,0-15,0, карбонат кальция 5,0-12,0, вода остальное; отличающийся тем, что бурение различных по сложности геологических элементов по длине скважины осуществляют одним составом бурового раствора, причем проходку фильтрующих горных пород выполняют с учетом сохранения естественной проницаемости продуктивных коллекторов, исключения притоков пластового флюида в скважину за счет охлаждения малоглинистого раствора на 15-25°С при одновременном увеличении в нем давления на 3-6% от горного.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин в сложных геологических условиях.

При строительстве вертикальных и наклонно-направленных скважин в сложных геологических условиях известны различные способы повышения скорости бурения горных пород, например, за счет увеличения давления и температуры в зоне контакта промывочной жидкости, разрушающего инструмента с забоем скважины (К.В.Иогансон. Спутник буровика. Справочник. М., Недра. 296 с.).

Известен малоглинистый буровой раствор, содержащий глину, карбок-симелцеллюлозу (КМЦ) термостабильную, крахмал, реагент для регулирования удельного электрического сопротивления, карбонатный утяжелитель и воду (Патент РФ № 2327726, С09К 8/24, опубл. 27.06.2008, аналог).

Использование данного бурового раствора обеспечивает проводку скважин в относительно устойчивых горных породах и проведение электрокаротажных исследований за счет повышения удельного электрического сопротивления при повышенной температуре. Однако этот состав раствора не может сохранить естественную проницаемость коллектора порядка 80-90%.

Наиболее близким к заявляемому техническому решению, взятый за прототип является способ регулирования водоотдачи бурового раствора (Патент РФ № 2066684, С09К 7/02, опубл. 20.09.1996), по которому регулирование водоотдачи достигается за счет увеличения содержания в растворе наряду с КМЦ солей хлорида натрия или кальция. Данный способ позволяет регулировать водоотдачу из бурового раствора, и в частности, снижать ее при оптимальных расходах КМЦ и вязкости раствора.

Задачи, на решение которых направлено изобретение, являются обеспечение устойчивости стенок скважин, предупреждение процессов поглощения промывочной жидкости и притока пластового флюида в скважину, а также сохранение естественной проницаемости коллектора на 80-90% при бурении в сложных условиях вертикальных и наклонно-направленных скважин, при этом обеспечение возможности проходки нескольких горизонтов различных по свойствам пород на одном по химическому составу растворе, с сохранением оптимальных скоростей проходки и снижением затрат на строительство глубоких скважин в сложных геологических условиях.

Это достигается тем, что бурение различных по сложности геологических элементов по длине скважины осуществляют одним составом бурового раствора, причем проходку фильтрующих горных пород выполняют с учетом сохранения естественной проницаемости продуктивных коллекторов, исключения притоков пластового флюида в скважину за счет охлаждения малоглинистого раствора на 15-25°С при одновременном увеличении в нем давления на 3-6% от горного.

К существенным признакам заявляемого технического решения относятся следующие:

- бурение различных по сложности геологических элементов по длине скважины осуществляют одним составом бурового раствора;

- проходку фильтрующих горных пород выполняют с учетом сохранения естественной проницаемости продуктивных коллекторов;

- притоки пластового флюида в скважину исключают за счет охлаждения малоглинистого раствора на 15-25°С при одновременном увеличении в нем давления на 3-6% от горного.

Признаки, отличающие заявляемое решение от известных разработок, не выявлены при изучении данной и смежных областей науки и техники, в других отечественных и зарубежных источниках. Таким образом, заявляемое техническое решение, имеющее вышеприведенную совокупность существенных признаков и преимуществ, соответствует критериям патентоспособности «новизна» и «изобретательский уровень».

Авторами изобретения в лабораториях Северного (Арктического) федерального университета имени М.В.Ломоносова и в процессе бурения на Приобском месторождении скважин на различных по физико-химическим свойствам буровых растворах были получены следующие результаты.

Строительство скважин в сложных условиях можно осуществлять на растворах, включающих аналогично прототипу следующие реагенты: глину бентонитовую (для структурообразования, регулирования тиксотропных свойств, повышения у растворов удерживающей и транспортирующей способности); КМЦ, обеспечивающую снижение фильтрации при одновременной стабилизации, регулировании реологических показателей бурового раствора; хлористый натрий или хлористый калий (для снижения лиофильности глин, ингибирования бурового раствора); карбонат кальция (мел, мраморная крошка и др.), выполняющего в растворе функции как утяжелителя, так и кольматанта.

Исследованиями установлено, что на скорость проходки скважин в сложных условиях наряду с рекомендуемыми в прототипе составом, рецептурой реагентов для промывочных жидкостей, существенно влияют температура и давление, варьируемые в определенном диапазоне значений: снижение температуры на 15-25°С и повышение давления на 3-6% от горного. По данным исследований, при различных осложнениях в бурении необходимо выполнять следующую технологию выполнения.

Для обеспечения устойчивости стенок скважин целесообразно применять буровой раствор, содержащий в масс.% следующие реагенты: глину - 4,0-7,0; КМЦ - 0,5-2,0; хлористый натрий (хлористый калий) - 2,0-15,0; кольматант (карбонат кальция) - 3,0-7,0 и воду.

Предупреждение поглощений промывочных жидкостей в проницаемые породы исключается за счет применения следующей рецептуры бурового раствора, масс.%: глины - 4,0-7,0; КМЦ - 1,0-3,0; хлористого натрия (хлористого калия) - 2,0-15,0; кольматанта (карбоната кальция - мраморной крошки) - 5,0-12,0; воды - остальное.

В процессе практической реализации способа определен диапазон изменения температуры и давления. Для предотвращения термоокислительной деструкции КМЦ промывочную жидкость, как показали исследования, необходимо охлаждать на 15-25°С. При этом установлено, что охлаждение растворов менее чем на 15°С не снижает процесс поглощения из них фильтратов, а при достижении верхнего предела из охлаждаемых растворов выделяются соли и кольматант.

Для проходки на одном растворе различных по сложности геологических горизонтов наряду с незначительной корректировкой концентраций реагентов и охлаждением бурового раствора требуется повышать в растворе давление на 3-6% от горного, но не более значений, приводящих к гидроразрыву горных пластов. При этом, как показали исследования, повышение в растворе давления ниже указанных значений практически не отражается на процессе поглощения промывочных жидкостей в проницаемые породы, а давления свыше рекомендуемого предела приводят к снижению проницаемости продуктивных коллекторов.

Обнаружено, что исключение притоков пластового флюида в скважину, сохранения естественной проницаемости продуктивных коллекторов обеспечивается, например, за счет применения следующей рецептуры бурового раствора, масс.%: глины - 5,0; КМЦ-500 - 2,0; хлористого натрия - 15,0; кольматанта - карбоната кальция (мела) - 6,0; вода - 72. В процессе бурения проницаемых пород осуществляют охлаждение промывочной жидкости (бурового раствора) на 20°С и повышение в ней давления на 5% от горного (т.е. в указанных пределах: снижение температуры на 15-25°С и повышение давления на 3-6% от горного).

Вышеприведенный состав и концентрации химических реагентов в растворах при работе в указанных пределах изменения температуры и давления позволяют бурить неустойчивые горные породы при наличии допустимых значений водоотдачи (5 10 см³) и вязкости, обеспечивая возможность проходки нескольких горизонтов различных по свойствам пород на одном по химическому составу растворе.

Приведенные выше рецептуры промывочных жидкостей, рекомендуемые пределы изменения в них температуры и давления в совокупности позволяют обеспечить возможность проходки нескольких горизонтов различных по свойствам пород на одном по химическому составу растворе, исключить процессы потери устойчивости стенок скважины, поглощения промывочных жидкостей в проницаемые породы, притоки пластового флюида в скважину, сохранить проницаемость продуктивных горизонтов.

При сравнении вышеприведенных аналогов и прототипа с предлагаемым способом строительства глубоких скважин в сложных геологических условиях были выявлены следующие технологические отличия:

1) бурение различных по свойствам горных пород осуществляют на одном по химическому составу растворе;

2) для проходки сложных геологических горизонтов буровой раствор охлаждают на 15-25°С;

3) при бурении скважин в сложных горно-геологических условиях гидравлическое давление в растворе повышают на 3-6% от горного.

За счет выполнения принципиально новых технологических операций в отличие от аналогов и прототипа представляется возможным снизить затраты на строительство скважин в сложных геологических условиях, увеличить объемы добычи углеводородов из продуктивных горизонтов и снизить затраты на ресурсообеспечение процесса. Применение предлагаемой на практике технологии позволит на 5 10% снизить затраты на приготовление промывочных жидкостей, бурение глубоких скважин и обеспечить безопасность проведения буровых работ в сложных горно-технических условиях.