RU2467163C1 - Method of processing primarily flat horizontal well hole for removal of mud bulk from bottom-hole formation zone - Google Patents
Method of processing primarily flat horizontal well hole for removal of mud bulk from bottom-hole formation zone Download PDFInfo
- Publication number
- RU2467163C1 RU2467163C1 RU2011112736/03A RU2011112736A RU2467163C1 RU 2467163 C1 RU2467163 C1 RU 2467163C1 RU 2011112736/03 A RU2011112736/03 A RU 2011112736/03A RU 2011112736 A RU2011112736 A RU 2011112736A RU 2467163 C1 RU2467163 C1 RU 2467163C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling fluid
- composition
- acid
- acidic
- technological
- Prior art date
Links
Landscapes
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Treatment Of Sludge (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к строительству, заканчиванию и капитальному ремонту скважин, к интенсификации добычи нефти и газа, и касается способа удаления кольматирующих образований из призабойной зоны продуктивного пласта после использования в интервале продуктивного пласта технологических жидкостей на основе высокомолекулярных соединений.The invention relates to the field of oil and gas production, in particular to the construction, completion and overhaul of wells, to the intensification of oil and gas production, and relates to a method for removing clogging formations from the bottom-hole zone of a productive formation after using process liquids based on high molecular weight compounds in the interval of the productive formation.
Для понимания существа вопроса следует пояснить следующее. Технологические жидкости, применяемые при работе в интервале продуктивного пласта, должны обладать определенными требованиями, а именно оказывать минимальное отрицательное воздействие на коллекторские свойства продуктивного пласта, обеспечивать безаварийное проведение работ, сохраняя стабильными технологические свойства на период ведения работ, а после окончания работ должны полностью удаляться из призабойной зоны пласта (ПЗП) и из скважины.To understand the essence of the issue, the following should be clarified. Process fluids used during work in the interval of the reservoir must have certain requirements, namely, have a minimal negative impact on the reservoir properties of the reservoir, ensure trouble-free operation, keep technological properties stable for the period of work, and should be completely removed from the work bottom-hole formation zone (PZP) and from the well.
Восстановление коллекторских свойств продуктивного пласта возможно только в результате разрушения фильтрационной корки и зоны кольматации, сформированной при фильтрации бурового раствора (технологической жидкости) в пласт в процессе первичного вскрытия. Разрушение фильтрационной корки и зоны кольматации, а также технологической жидкости возможно за счет биологической или химической деструкции реагентов, входящих в состав технологической жидкости и формирующих фильтрационную корку и зону кольматации. В качестве деструкторов (разрушителей) известно использование кислот, энзимов (ферментов), хелатов, окислителей.Restoring the reservoir properties of a productive formation is possible only as a result of the destruction of the filter cake and the mudding zone formed by filtering the drilling fluid (process fluid) into the formation during the initial opening. The destruction of the filter cake and the zone of mudding, as well as the process fluid is possible due to the biological or chemical destruction of the reagents that make up the process fluid and forming the filter cake and the zone of mudding. As destructors (destroyers), it is known to use acids, enzymes (enzymes), chelates, oxidizing agents.
После вскрытия продуктивного пласта, например, горизонтальным стволом наиболее оптимальная продуктивность достигается при заканчивании скважины открытым стволом (т.е. без цементирования интервала продуктивного пласта), но обязательным условием при этом является равномерное и полное удаление фильтрационной корки на стадии освоения скважины.After opening a productive formation, for example, with a horizontal wellbore, the most optimal productivity is achieved when the well completes with an open wellbore (i.e., without cementing the interval of the productive stratum), but a uniform and complete removal of the filter cake at the stage of well development is a prerequisite.
Традиционный способ первичного вскрытия продуктивного пласта горизонтальной, а также пологой скважины и восстановления проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта (уже в процессе ее освоения) при заканчивании скважины открытым стволом включает следующие операции.The traditional method of primary opening of a productive formation of a horizontal as well as a shallow well and restoration of the permeability of the bottom-hole zone of the productive formation (already in the process of its development) when completing an open-hole well includes the following operations.
1. Первичное вскрытие продуктивного пласта: его проводят с промывкой скважины специальным буровым раствором (технологической жидкостью), в состав которого обычно входят полисахаридные полимеры (биополимер, крахмал, эфиры целлюлозы), кислоторастворимые кольматанты различной фракции (обычно, фракционированная мраморная крошка), минерализованная вода необходимой плотности. Для обеспечения выноса и удержания шлама (выбуренной породы) из горизонтального (или пологого) ствола скважины буровой раствор должен иметь повышенные структурно-реологические свойства, что впоследствии затрудняет удаление его из горизонтального ствола на стадии освоения.1. Primary opening of the reservoir: it is carried out by flushing the well with a special drilling fluid (process fluid), which usually includes polysaccharide polymers (biopolymer, starch, cellulose ethers), acid-soluble muds of various fractions (usually fractionated marble chips), mineralized water necessary density. To ensure the removal and retention of cuttings (cuttings) from a horizontal (or gently sloping) wellbore, the drilling fluid must have enhanced structural and rheological properties, which subsequently makes it difficult to remove it from the horizontal wellbore at the development stage.
2. Исследовательские работы в стволе скважины: после вскрытия продуктивного пласта производят подъем бурового инструмента, спуск геофизического оборудования, проведение геофизических исследований (ГИС) в среде бурового раствора, подъем оборудования.2. Research work in the wellbore: after opening the reservoir, the drilling tool is raised, the geophysical equipment is lowered, geophysical surveys (GIS) in the drilling fluid medium, and the equipment is hoisted.
3. Подготовка ствола скважины к освоению: производят спуск бурового инструмента, промывку ствола скважины циркуляцией бурового раствора с целью очистки ствола и забоя скважины от шлама, замену бурового раствора на минерализованную воду, подъем бурового инструмента.3. Preparation of the wellbore for development: the drilling tool is lowered, the wellbore is flushed by circulating the drilling fluid in order to clean the wellbore and borehole bottom from sludge, replacing the drilling fluid with mineralized water, and raising the drilling tool.
4. Освоение скважины:4. Well development:
- спуск насосно-компрессорных труб (НКТ);- descent of tubing (tubing);
- закачка через НКТ специальной деструктурирующей жидкости (жидкости освоения) в интервал продуктивного пласта для разрушения фильтрационной корки и очистки призабойной зоны пласта;- injection through the tubing of a special destructive fluid (development fluid) into the interval of the reservoir to destroy the filter cake and clean the bottomhole formation zone;
- выдержка жидкости для прохождения реакции;- exposure of the liquid to undergo the reaction;
- удаление промывкой продуктов реакции;- removal by washing reaction products;
- вызов притока снижением уровня жидкости в стволе скважины (свабированием или компрессированием).- call inflow by lowering the fluid level in the wellbore (swabbing or compression).
Для достижения максимальной продуктивности скважины за счет восстановления проницаемости призабойной зоны все кольматирующие образования из призабойной зоны должны быть удалены.To achieve maximum well productivity by restoring the permeability of the bottom-hole zone, all clogging formations from the bottom-hole zone must be removed.
Известен способ технологической обработки ствола скважины для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта путем использования для этих целей кислотных обработок. Солянокислотные обработки достаточно эффективны, если коллектор вскрывается вертикально. По мере роста угла наклона скважины их эффективность падает, а для горизонтальных интервалов, по имеющимся оценкам, кислотному воздействию подвергается не более 10-12% интервала (А.Б.Харитонов. Обработка призабойной зоны - система N-FLO. Опыт применения в России. - Бурение и нефть. №6, 2010, с.10-12). Кроме того, будучи сильной кислотой, при первом контакте с фильтрационной коркой соляная кислота мгновенно вступает в реакцию с карбонатной составляющей корки и с породой пласта, образуя в породе каналы, по которым остальная кислота распространяется не вдоль ствола скважины (интервала обработки), а перпендикулярно ему (в горизонтальных и пологих скважинах). В результате полимерные реагенты в фильтрационной корке остаются неразрушенными.There is a method of technological processing of a wellbore to remove clogging formations from the bottomhole formation zone by using acidic treatments for these purposes. Hydrochloric acid treatments are quite effective if the collector opens vertically. As the angle of inclination of the well increases, their effectiveness decreases, and for horizontal intervals, according to available estimates, no more than 10-12% of the interval is exposed to acid exposure (A.B. Kharitonov. Bottom-hole treatment - N-FLO system. Experience in Russia. - Drilling and oil. No. 6, 2010, p.10-12). In addition, being a strong acid, upon first contact with the filter cake, hydrochloric acid instantly reacts with the carbonate component of the cake and with the formation rock, forming channels in the rock through which the remaining acid does not extend along the wellbore (treatment interval), but perpendicular to it (in horizontal and shallow wells). As a result, the polymer reagents in the filter cake remain intact.
Проблему представляют также вторичные и третичные химические реакции, приводящие к осаждению в поровом пространстве нерастворимых солей. Помимо этого соляная кислота растворяет хлорит - один из наиболее распространенных глинистых минералов, в том числе в коллекторах. В случае если коллектор отделен от водоносного пласта глинистой перемычкой с высоким содержанием хлорита, велика вероятность ее нарушения и, как следствие, обводнение коллектора. Для повышения времени контакта кислоты с породой используют слабые органические и неорганические кислоты (обычно фосфорсодержащие кислоты, чаще ортофосфорную кислоту) и композиции на их основе. Однако эффективность обработки горизонтального интервала, особенно протяженного, остается крайне невысокой.Secondary and tertiary chemical reactions also lead to precipitation of insoluble salts in the pore space. In addition, hydrochloric acid dissolves chlorite - one of the most common clay minerals, including in reservoirs. If the collector is separated from the aquifer by a clay bridge with a high chlorite content, the probability of its violation and, as a consequence, the flooding of the collector is high. To increase the contact time of the acid with the rock, weak organic and inorganic acids (usually phosphoric acids, usually orthophosphoric acid) and compositions based on them are used. However, the processing efficiency of the horizontal interval, especially the long one, remains extremely low.
Таким образом, основные требования, предъявляемые к технологическим составам для удаления кольматирующих образований из ПЗП горизонтального ствола, следующие:Thus, the basic requirements for technological compositions for the removal of clogging formations from a horizontal wellbore zone are as follows:
- равномерность распределения указанного состава по всему горизонтальному стволу;- uniform distribution of the specified composition throughout the horizontal trunk;
- равномерность обработки всего интервала (деструктурирующее воздействие ко всем кольматирующим образованиям);- uniform processing of the entire interval (destructive effect on all clogging formations);
- низкая скорость реакции для предотвращения прорывов состава;- low reaction rate to prevent breakthroughs of the composition;
- инертность по отношению к глинистым минералам коллектора;- inertness with respect to clay minerals of the reservoir;
- предотвращение вторичных осадкообразований;- prevention of secondary sedimentation;
- предотвращение образования эмульсий.- preventing the formation of emulsions.
Известны способы деструкции технологических жидкостей, в состав которых входят высокомолекулярные соединения, за счет ввода реагентов-окислителей или ферментов, ограничивающих сроки существования технологических жидкостей.Known methods of destruction of process fluids, which include high molecular weight compounds, by introducing reagents, oxidizing agents or enzymes that limit the lifetime of the process fluids.
Так, например, известна промывочная жидкость для вскрытия пласта, содержащая водный раствор крахмалопродуктов, в котором для ускорения деструкции крахмалопродуктов дополнительно вводятся амилолитические ферменты при следующем соотношении ингредиентов, вес.%: крахмалопродукты 3,0-5,0; амилолитические ферменты 0,01-0,1; вода - остальное. Амилолитические ферменты вводят в промывочную жидкость за 5-6 часов до требуемого момента деструкции, за этот период происходит расщепление молекул крахмала (Авт. свид. СССР №642352, кл. С09К 7/00, от 1979 г.).So, for example, a known drilling fluid containing an aqueous solution of starch products, in which to accelerate the destruction of starch products, amylolytic enzymes are additionally introduced in the following ratio of ingredients, wt.%: Starch products 3.0-5.0; amylolytic enzymes 0.01-0.1; water is the rest. Amylolytic enzymes are introduced into the washing liquid 5-6 hours before the desired moment of destruction; starch molecules are broken down during this period (Auth. St. USSR No. 642352, class C09K 7/00, 1979).
Известны полисахаридные гели для гидравлического разрыва пласта, в которых в качестве деструкторов используются окисляющие компоненты, такие как персульфат аммония, персульфаты, перкарбонаты и пербораты щелочных металлов. Для регулирования процесса деструкции при температурах ниже 52°С дополнительно используются, например, аминосоединения (Патент США N4250044, НКИ 252-8.551, 2.1981; Патент США N4560486, НКИ 252-8.551, 12.1985 и Патент США N5106518, НКИ 252-8.551, 4.1992). При температурах пласта выше 60°С к перечисленным окислительным деструкторам необходимо добавлять реагенты, замедляющие деструкцию, например, акцепторы свободных радикалов. В качестве замедлителей деструкции при температурах выше 60°С предлагается добавлять такие акцепторы свободных радикалов, как нитрит натрия, ненасыщенные спирты и фенолы (Патент США N4610795, НКИ 252-8.551,9.1986).Hydraulic fracturing polysaccharide gels are known in which oxidizing components such as ammonium persulfate, persulfates, percarbonates and alkali metal perborates are used as destructors. To regulate the degradation process at temperatures below 52 ° C, for example, amino compounds are additionally used (US Patent N4250044, NKI 252-8.551, 2.1981; US Patent N4560486, NKI 252-8.551, 12.1985 and US Patent N5106518, NKI 252-8.551, 4.1992) . At formation temperatures above 60 ° C, reagents that slow down the degradation, for example, free radical scavengers, must be added to the listed oxidative destructors. It is proposed to add free radical scavengers such as sodium nitrite, unsaturated alcohols and phenols as USSs of degradation at temperatures above 60 ° C (US Patent N4610795, NKI 252-8.551,9.1986).
Известен также состав полисахаридного геля для гидравлического разрыва пласта, включающий полисахаридный загуститель, борный сшиватель, диэтаноламин и деструктор - окисляющий компонент (персульфат аммония или персульфат, перкарбонат и перборат щелочных металлов), и четвертичные аммониевые соединения, в качестве которых используют катамин АБ или гидрофобизатор нефтенол ГФ (Патент РФ №2173772, Е21В 43/26, 1999). Четвертичные аммониевые соединения ингибируют процесс деструкции при повышенных температурах, а в сочетании с диэтаноламином позволяют плавно проводить деструкцию в интервале температур от 10 до 95°С, а также снижают набухаемость глин.Also known is the composition of a polysaccharide gel for hydraulic fracturing, including a polysaccharide thickener, a boric crosslinker, diethanolamine and a destructor — an oxidizing component (ammonium persulfate or persulfate, percarbonate and alkali metal perborate), and quaternary ammonium compounds, which use catamine AB hydrophobitene or GF (RF Patent No. 2173772, ЕВВ 43/26, 1999). Quaternary ammonium compounds inhibit the degradation process at elevated temperatures, and in combination with diethanolamine allow smoothly degradation in the temperature range from 10 to 95 ° C, and also reduce the swelling of clays.
Также известен способ восстановления проницаемости призабойной зоны скважины путем введения окислителя в интервал с пониженной проницаемостью, образовавшейся за счет накопившегося на поверхности стенки скважины или подземной формации высокомолекулярного полимера, и выдерживания окислителя в контакте с высокомолекулярным полимером до частичного разложения полимера. В качестве окислителя высокомолекулярных соединений предложен водный раствор перекиси водорода в концентрации 10-60 г/л или водный раствор перекиси водорода, в который дополнительно включены добавки реагентов, содержащих катионы переходных металлов, например свинец, хром, железо, медь или их смеси (Авт. свид. СССР №1519531, Е21В 43/22, от 1985).Also known is a method of restoring the permeability of the bottomhole zone of the well by introducing an oxidizing agent into the interval with reduced permeability, which is formed due to the high molecular weight polymer accumulated on the surface of the well wall or underground formation and keeping the oxidizing agent in contact with the high molecular weight polymer until the polymer partially decomposes. An aqueous solution of hydrogen peroxide at a concentration of 10-60 g / l or an aqueous solution of hydrogen peroxide, in which additives of reagents containing transition metal cations, for example, lead, chromium, iron, copper, or mixtures thereof, are proposed as an oxidizing agent for macromolecular compounds (Auth. St. USSR No. 1519531, ЕВВ 43/22, from 1985).
Из уровня техники известен способ восстановления проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта, закольматированного полимерсодержащим буровым раствором в процессе бурения, с использованием состава, содержащего полиакриламид, неионогенное ПАВ, реагент на основе перекисного соединения и минерализованную солями калия и/или натрия воду, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: полиакриламид - 0,0003-0,0015; неионогенное ПАВ - 0,003-0,01; реагент на основе перекисного соединения - 0,1-0,5; минерализованная солями калия и/или натрия вода - остальное (Патент РФ №2133258, С09К 7/00; Е21В 43/22, опубл. 1999). В качестве реагента на основе перекисного соединения состав содержит пероксогидрат мочевины или пероксоборат натрия.The prior art method for restoring the permeability of the bottom-hole zone of a reservoir stratified by a polymer-containing drilling fluid during drilling using a composition containing polyacrylamide, a nonionic surfactant, a peroxide compound reagent and water mineralized with potassium and / or sodium salts, in the following ratio of ingredients, wt.%: polyacrylamide - 0.0003-0.0015; nonionic surfactant - 0.003-0.01; reagent based on a peroxide compound - 0.1-0.5; mineralized water with potassium and / or sodium salts - the rest (RF Patent No. 2133258, С09К 7/00; ЕВВ 43/22, publ. 1999). As a peroxide-based reagent, the composition contains urea peroxohydrate or sodium peroxoborate.
Состав позволяет разрушать фильтрационные корки, сформированные полимерными реагентами, входящими в состав бурового раствора, а также предотвращать образование водонефтяной эмульсии при поступлении пластовых флюидов в ствол скважины и разрушать водонефтяную эмульсию, поступающую из пласта.The composition allows you to destroy the filter cake formed by the polymeric reagents that make up the drilling fluid, as well as to prevent the formation of oil-water emulsion when reservoir fluids enter the wellbore and to destroy the oil-water emulsion coming from the reservoir.
Недостатком известных способов и составов с использованием окислителей является то, что они не позволяют полностью разрушить фильтрационные корки в ПЗП и обеспечить приток по всему интервалу продуктивного пласта, поскольку предназначены только для разрушения высокомолекулярных полимеров, но неэффективны в отношении кольматирующих образований на основе карбоната кальция (молотого мрамора, мела) или других кольматантов, входящих в состав буровых растворов для вскрытия продуктивного пласта.A disadvantage of the known methods and compositions using oxidizing agents is that they do not completely destroy the filter cake in the bottomhole formation zone and ensure inflow over the entire interval of the productive formation, since they are intended only for the destruction of high molecular weight polymers, but are ineffective with respect to clogging formations based on calcium carbonate (ground marble, chalk) or other colmatants that are part of the drilling fluids for opening the reservoir.
Известен способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта, включающий закачку кислотного технологического раствора, выдержку его в пласте на реакции и последующее удаление из пласта продуктов реакции, при этом используемый кислотный технологический раствор содержит в мас.%: соль серокислородсодержащей кислоты - персульфат калия или персульфат натрия, или персульфат аммония 1,0-5,0; ПАВ-кислотный реагент 10,0-50,0 и воду - остальное, а ПАВ-кислотный реагент является смесью следующих компонентов, мас.%: Нефтенол К - 0,1-1,0; сульфаминовая кислота - 1,0-10,0; лимонная кислота 0,1-1,0; ингибитор коррозии ИКУ-1, или ацетофенон, или метил-этилкетон 0,05-3,0; одноатомный или многоатомный спирт 0,0-40,0; вода - остальное (Патент РФ №2283952, Е21В 43/27, от 2006).A known method of removing colmatating formations from the bottomhole formation zone, including injecting an acidic technological solution, holding it in the formation for reactions and subsequent removal of reaction products from the formation, wherein the acidic technological solution contains in wt.%: A salt of sulfur-containing acid - potassium persulfate or persulfate sodium, or ammonium persulfate 1.0-5.0; Surfactant-acid reagent 10.0-50.0 and water - the rest, and the surfactant-acid reagent is a mixture of the following components, wt.%: Neftenol K - 0.1-1.0; sulfamic acid - 1.0-10.0; citric acid 0.1-1.0; corrosion inhibitor IKU-1, or acetophenone, or methyl ethyl ketone 0.05-3.0; monohydroxy or polyhydric alcohol 0,0-40,0; water - the rest (RF Patent No. 2283952, ЕВВ 43/27, dated 2006).
Результат по удалению кольматирующих образований из призабойной зоны пласта в известном способе достигается за счет введения в кислотный технологический раствор необходимого количества окислителя - персульфата калия, или натрия, или аммония, разрушающих и диспергирующих глинистые частицы, снижающих коэффициент набухания глин, разрушающих водорастворимые полимеры, и за счет введения ПАВ-кислотного реагента, содержащего многокомпонентную смесь анионных и катионных ПАВ разного химического строения: Нефтенола К, снижающего поверхностное натяжение, препятствующего образованию эмульсий и осадков при контакте кислотного технологического раствора с углеводородами, также содержащего сульфаминовую и лимонную кислоты, которые поддерживают низкое значение рН, способствуют разрушению глины и препятствуют образованию вторичных осадков; ингибитор коррозии ИКУ-1, или ацетофенон, или метилэтилкетон, которые позволяют снизить коррозионную активность персульфатов и кислот, и воду, а также одноатомные или многоатомные спирты, позволяющие снизить температуру застывания ПАВ-кислотного реагента и повысить технологичность обработки в зимних условиях.The result of removing the clogging formations from the bottomhole formation zone in the known method is achieved by introducing into the acidic technological solution the necessary amount of an oxidizing agent - potassium persulphate, or sodium, or ammonium, which destroy and disperse clay particles, reduce the clay swelling coefficient, destroy water-soluble polymers, and due to the introduction of a surfactant-acid reagent containing a multicomponent mixture of anionic and cationic surfactants of different chemical structures: Neftenol K, which reduces the surface tension, which prevents the formation of emulsions and precipitates upon contact of an acidic technological solution with hydrocarbons, also containing sulfamic and citric acids, which maintain a low pH, contribute to the destruction of clay and prevent the formation of secondary precipitates; corrosion inhibitor IKU-1, or acetophenone, or methyl ethyl ketone, which can reduce the corrosive activity of persulfates and acids, and water, as well as monohydric or polyhydric alcohols, which can lower the pour point of a surfactant-acid reagent and increase processability in winter conditions.
Недостатком применения указанного способа является его недостаточная эффективность, поскольку в результате реакции окисляющего компонента известного кислотного технологического раствора (солей серокислородсодержащей кислоты) с карбонатами и минерализованной пластовой водой хлоркальциевого типа возможно образование вторичных осадков в присутствии сульфат-ионов, приводящих к ухудшению проницаемости призабойной зоны пласта.The disadvantage of using this method is its lack of effectiveness, because as a result of the reaction of the oxidizing component of a known acidic technological solution (salts of sulfur-containing acid) with carbonates and mineralized formation water of calcium chloride type, secondary precipitation can be formed in the presence of sulfate ions, leading to a decrease in permeability of the bottom-hole formation zone.
Кроме того, использование в известном кислотном технологическом растворе смеси анионоактивных и катионоактивных ПАВ препятствует образованию эмульсий при контакте известного состава с углеводородами, но не предотвращает их образование при контакте с минерализованной пластовой водой хлоркальциевого типа и углеводородами. Низкая плотность используемого кислотного технологического раствора из-за гравитационных эффектов не обеспечивает равномерность вытеснения бурового раствора и обработки всего интервала горизонтального ствола. Многокомпонентность кислотного технологического раствора и использование жидких компонентов для его приготовления снижают технологичность его приготовления и использования в промысловых условиях.In addition, the use of a mixture of anionic and cationic surfactants in a known acidic technological solution prevents the formation of emulsions upon contact of a known composition with hydrocarbons, but does not prevent their formation upon contact with mineralized formation water of calcium chloride type and hydrocarbons. The low density of the used acidic technological solution due to gravitational effects does not ensure uniformity of displacement of the drilling fluid and processing the entire interval of the horizontal wellbore. The multicomponent nature of the acidic technological solution and the use of liquid components for its preparation reduce the manufacturability of its preparation and use in commercial conditions.
Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является способ разрушения фильтрационной корки в подземном пласте (Патент KZ №21903), который включает следующие стадии:Closest to the proposed technical solution is a method of destruction of the filter cake in an underground formation (Patent KZ No. 21903), which includes the following stages:
- введение в буровой раствор твердого полимера, способного превращаться в результате гидролиза в одну или несколько органических кислот;- the introduction into the drilling fluid of a solid polymer capable of being converted as a result of hydrolysis into one or more organic acids;
- применение бурового раствора для бурения ствола скважины в подземный пласт таким образом, что твердый полимер в буровом растворе способствует образованию фильтрационной корки;- the use of drilling fluid for drilling a borehole into an underground formation so that the solid polymer in the drilling fluid contributes to the formation of a filter cake;
- обеспечение гидролиза твердого полимера в присутствии воды и нарушение целостности фильтрационной корки.- providing hydrolysis of the solid polymer in the presence of water and violating the integrity of the filter cake.
Недостатками применения указанного способа являются недостаточная эффективность и технологичность, поскольку использование специального твердого полимера, который претерпевает медленный гидролиз в воде и растворяется при температуре продуктивного пласта, в качестве одного из компонентов бурового раствора, не позволяет полностью контролировать процесс формирования фильтрационной корки необходимого качества. Это обусловлено тем, что согласно изобретению гидролиз твердого полимера должен происходить только после окончания процесса бурения и заканчивания скважины, т.е. по истечении заранее строго запланированного времени (еще на стадии проектирования). В реальных условиях обеспечить строгое соблюдение этих требований сложно, т.к. при строительстве конкретной скважины могут изменяться и температурные условия, и время бурения, что не позволит гарантированно обеспечить сохранение целостности фильтрационной корки в процессе бурения. Поэтому в известном способе и предусматривается включение соответствующего количества основания или буферной добавки для предупреждения преждевременного растворения компонентов фильтрационной корки при гидролизе полимера.The disadvantages of using this method are the lack of efficiency and manufacturability, since the use of a special solid polymer, which undergoes slow hydrolysis in water and dissolves at the temperature of the reservoir, as one of the components of the drilling fluid, does not allow full control of the formation of a filter cake of the required quality. This is due to the fact that according to the invention, the hydrolysis of the solid polymer should occur only after completion of the drilling process and completion of the well, i.e. after a strictly scheduled time has elapsed (still at the design stage). In real conditions, it is difficult to strictly enforce these requirements, as during the construction of a particular well, both temperature conditions and drilling time can vary, which will not allow guaranteeing the preservation of the integrity of the filter cake during drilling. Therefore, in the known method, it is envisaged to include an appropriate amount of a base or a buffer additive to prevent premature dissolution of the filter cake components during polymer hydrolysis.
Кроме того, низкая технологичность указанного способа и сложность его реализации в конкретных условиях обусловлена тем, что для достижения конечной цели изобретения (нарушение целостности фильтрационной корки за счет регулирования скорости деструкции полимера) необходимо выбирать не только химический состав полимера, но его размер, форму твердых частиц, а также его концентрацию с учетом температурных условий, состава применяемого бурового раствора и состава вскрываемых пород продуктивного пласта, что сложно регулировать в процессе бурения и заканчивания.In addition, the low manufacturability of this method and the complexity of its implementation in specific conditions is due to the fact that in order to achieve the ultimate goal of the invention (violation of the integrity of the filter cake due to the regulation of the rate of destruction of the polymer), it is necessary to choose not only the chemical composition of the polymer, but its size, shape of solid particles , as well as its concentration, taking into account temperature conditions, the composition of the drilling fluid used and the composition of the rocks of the reservoir, which is difficult to regulate during urage and completion.
Рассматриваемый известный способ разрушения фильтрационной корки (за счет формирования саморазрушающейся фильтрационной корки в процессе бурения) может быть неэффективен при строительстве пологих и горизонтальных скважин, т.к. присутствие в составе бурового раствора полимеров, гидролизующихся с образованием органических кислот, может вызвать разрушение других полимеров, вводимых в буровой раствор с целью обеспечения структурно-реологических свойств, необходимых для выноса выбуренной породы из горизонтального ствола.The known known method of destruction of the filter cake (due to the formation of a self-destructive filter cake during the drilling process) may be ineffective in the construction of shallow and horizontal wells, because the presence of polymers hydrolyzed with the formation of organic acids in the drilling fluid can cause the destruction of other polymers introduced into the drilling fluid in order to ensure structural and rheological properties necessary for the removal of cuttings from the horizontal wellbore.
Также необходимо отметить, что предлагаемые варианты композиций твердых полимеров - кольматантов, вводимых в буровой раствор для реализации известного способа и гидролизующихся с образованием органических кислот, не позволяют полностью разрушить фильтрационные корки в ПЗП и обеспечить приток по всему интервалу продуктивного пласта, поэтому в известном способе и предлагается дополнительно использовать другие средства для разрушения полимеров, в частности окислители, ферменты, вводимые уже не в буровой раствор, а в специальную жидкость для замещения бурового раствора в стволе скважины после окончания бурения и заканчивания.It should also be noted that the proposed options for compositions of solid polymers - colmatants, introduced into the drilling fluid for the implementation of the known method and hydrolyzed with the formation of organic acids, do not completely destroy the filter cake in the bottomhole formation zone and ensure flow over the entire interval of the reservoir, therefore, in the known method and it is proposed to additionally use other means for the destruction of polymers, in particular oxidizing agents, enzymes introduced no longer in the drilling fluid, but in a special fluid l to replace the drilling fluid in the wellbore after drilling and completion.
Кроме того, известный способ не предотвращает образование эмульсий при контакте предлагаемых составов с углеводородами и минерализованной пластовой водой.In addition, the known method does not prevent the formation of emulsions in contact with the proposed compositions with hydrocarbons and mineralized formation water.
Вместе с этим следует указать, что твердые полимеры, рекомендуемые для реализации известного способа, являются очень дорогими, выпускаются в ограниченных количествах за рубежом в основном для медицинских целей, и вызывает сомнение возможность широкой практической реализации этого способа в нефтяной и газовой промышленности.At the same time, it should be pointed out that solid polymers recommended for the implementation of the known method are very expensive, are produced in limited quantities abroad mainly for medical purposes, and the possibility of wide practical implementation of this method in the oil and gas industry is doubtful.
Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение эффективности и технологичности способа удаления кольматирующих образований из призабойной зоны продуктивного ствола скважин, в том числе пологих и горизонтальных, после использования бурового раствора, содержащего полисахариды и кольматант, за счет строго контролируемого по времени и концентрации ввода реагентов, необходимых для разрушения и растворения всех кольматирующих составляющих в фильтрационной корке и в призабойной зоне пласта уже после окончания бурения и заканчивания скважины, при одновременном обеспечении широкой реализации способа за счет использования доступных компонентов, традиционно выпускаемых промышленностью в достаточных объемах.The technical result of the invention is to increase the efficiency and manufacturability of the method of removing clogging formations from the bottomhole zone of a productive wellbore, including flat and horizontal, after using a drilling fluid containing polysaccharides and colmatant, due to the strictly controlled time and concentration of input reagents required destruction and dissolution of all the clogging components in the filter cake and in the bottomhole formation zone already after the completion of the drill Nia and completing a well while securing a broad implementation of the method through the use of available components usually commercially available in sufficient quantities.
Указанный технический результат достигается предлагаемым способом технологической обработки ствола скважины, преимущественно, пологой и горизонтальной, для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта, включающим введение перекисного соединения, выбранного из пероксокислоты или ее солей, в буровой раствор, используемый для вскрытия и промывки продуктивного пласта и содержащий полисахариды и кольматант, с последующим замещением указанного бурового раствора на кислотный технологический состав, включающий указанное перекисное соединение, кислоту и воду, выдержку его на реакции с последующим удалением из пласта продуктов реакции, при этом новым является то, что введение перекисного соединения в концентрации 0,5-1,0 мас.% в буровой раствор производят при его циркуляции после последнего спуска бурового инструмента для промывки ствола скважины перед освоением, а замещение указанного бурового раствора на кислотный технологический состав производят после последнего подъема бурового инструмента из скважины и спуска насосно-компрессорных труб с выдержкой указанного состава на реакции не менее четырех часов, причем в качестве кислотного технологического состава используют состав со следующим содержанием компонентов, мас.%:The specified technical result is achieved by the proposed method of technological processing of the wellbore, mainly flat and horizontal, to remove clogging formations from the bottomhole formation zone, including the introduction of a peroxide compound selected from peroxo acid or its salts into the drilling fluid used to open and flush the reservoir and containing polysaccharides and colmatant, followed by the replacement of the specified drilling fluid with an acidic technological composition, including the specified f peroxide compound, acid and water, its exposure to the reaction, followed by removal of the reaction products from the formation, the new one is that the introduction of the peroxide compound in a concentration of 0.5-1.0 wt.% in the drilling fluid is carried out during its circulation after the last descent of the drilling tool for washing the wellbore before development, and the replacement of the specified drilling fluid with acidic technological composition is carried out after the last lifting of the drilling tool from the well and lowering the tubing with shutter speed th of the indicated composition for the reaction for at least four hours, moreover, as the acidic technological composition, a composition is used with the following content of components, wt.%:
при этом плотность указанного кислотного технологического состава равна плотности используемого при вскрытии продуктивного пласта скважины бурового раствора или отличается от него не более чем на 10%.wherein the density of the indicated acidic technological composition is equal to the density of the drilling fluid used when opening the productive formation of the well or differs from it by no more than 10%.
Кислотный технологический состав дополнительно содержит 12,5%-ный раствор соляной кислоты в количестве 3-10 мас.%.The acidic technological composition additionally contains a 12.5% solution of hydrochloric acid in an amount of 3-10 wt.%.
В качестве минерализованной воды кислотный технологический состав содержит водные растворы хлоридов калия и/или натрия и/или аммония и/или формиатов калия или натрия, в концентрации солей, обеспечивающей плотность кислотного технологического состава, равную плотности бурового раствора, используемого при вскрытии продуктивного пласта, или отличающуюся от нее не более чем на 10%.As mineralized water, the acidic technological composition contains aqueous solutions of potassium and / or sodium and / or ammonium chlorides and / or potassium or sodium formates, in a concentration of salts, providing a density of acidic technological composition equal to the density of the drilling fluid used when opening the reservoir, or differing from it by no more than 10%.
В качестве бурового раствора, содержащего полисахариды и кольматант, используют малоглинистый или безглинистый буровой раствор.As a drilling fluid containing polysaccharides and colmatant, a clay or non-clay drilling mud is used.
В качестве кольматанта буровой раствор содержит фракционированную мраморную крошку или мел.As a mud, mud contains fractionated marble chips or chalk.
Указанный технический результат достигается за счет следующего.The specified technical result is achieved due to the following.
Повышение эффективности предлагаемого способа обеспечивается за счет строго контролируемого по времени и концентрации ввода реагентов, необходимых для разрушения и растворения всех кольматирующих составляющих в фильтрационной корке и в призабойной зоне пласта уже после окончания бурения и заканчивания скважины. Комплексное воздействие при использовании предлагаемого способа обеспечивает вначале подготовку горизонтального или пологого ствола скважины к последующему замещению на кислотный технологический состав путем максимального снижения структурно-реологических свойств бурового раствора при сохранении способности фильтрационной корки препятствовать проникновению бурового раствора в ПЗП (призабойная зона пласта) до установки кислотного технологического состава, и затем более равномерное воздействие кислотного состава на кольматирующие образования в процессе освоения, при одновременном исключении образования вторичных осадков и эмульсий.Improving the effectiveness of the proposed method is ensured by strictly controlled by the time and concentration of the input of reagents necessary for the destruction and dissolution of all clogging components in the filter cake and in the bottomhole formation zone after drilling and well completion. The combined effect when using the proposed method first provides the preparation of a horizontal or flat wellbore for subsequent replacement with an acidic technological composition by minimizing the structural and rheological properties of the drilling fluid while maintaining the ability of the filter cake to prevent the penetration of the drilling fluid into the bottomhole formation zone (bottomhole formation zone) before installing the acidic technological composition, and then a more uniform effect of the acid composition on colmatir Suitable formation during development, while avoiding the formation of secondary precipitation and emulsions.
Предварительная обработка бурового раствора перекисным соединением позволяет снизить структурно-реологические свойства бурового раствора за счет частичной деструкции полимерных реагентов и, как следствие, облегчить очистку горизонтального (пологого) ствола скважины в турбулентном режиме, вытеснение его из горизонтального ствола скважины без образования застойных зон (образование застойных зон происходит при большой разнице в реологических свойствах вытесняемого и вытесняющего растворов) и замещение на кислотный технологический состав. Одновременно с деструкцией полимерных реагентов в составе бурового раствора происходит частичное разрушение в полимерной составляющей фильтрационной корки (в кольматирующих образованиях), что впоследствии облегчает доступ кислотного технологического состава к карбонатам, (ранее экранированным полимерами) и способствует более равномерному взаимодействию указанного состава с кольматирующими образованиями в призабойной зоне пласта (ПЗП). Но при этом до установки кислотного технологического состава сохраняется способность фильтрационной корки препятствовать проникновению бурового раствора в ПЗП.Pre-treatment of the drilling fluid with a peroxide compound reduces the structural and rheological properties of the drilling fluid due to the partial destruction of polymer reagents and, as a result, facilitates the cleaning of a horizontal (shallow) wellbore in a turbulent mode, displacing it from a horizontal wellbore without forming stagnant zones (formation of stagnant zones zones occurs when there is a big difference in the rheological properties of the displaced and displacing solutions) and the substitution for acid technological remain. Simultaneously with the degradation of polymer reagents in the drilling fluid, partial destruction occurs in the polymer component of the filter cake (in the clogging formations), which subsequently facilitates the access of the acidic technological composition to carbonates (previously shielded polymers) and contributes to a more uniform interaction of this composition with the clogging formations in the bottomhole formation zone (PZP). But at the same time, prior to the installation of the acidic technological composition, the ability of the filter cake to prevent the penetration of drilling fluid into the bottomhole formation zone remains.
Благодаря тому, что при реализации предлагаемого способа используют кислотный технологический состав, содержащий гидроксикарбоновые кислоты в совокупности с одним из предложенных перокисных соединений, неионогенным поверхностно-активным веществом (ПАВ) и минерализованной водой, обеспечивается эффективная, равномерная обработка и растворение кольматирующих образований даже в горизонтальных и пологих скважинах, при этом одновременно упрощается рецептура состава, исключается образование вторичных осадков и эмульсий, обеспечивается низкое поверхностное натяжение на границе с углеводородной жидкостью.Due to the fact that when implementing the proposed method using an acidic technological composition containing hydroxycarboxylic acids in conjunction with one of the proposed peroxidic compounds, nonionic surface-active substance (SAS) and mineralized water, efficient, uniform processing and dissolution of the clogging formations even in horizontal and shallow wells, while at the same time the formulation is simplified, formation of secondary sediments and emulsions is excluded, low surface tension at the border with the hydrocarbon liquid.
Необходимость создания плотности указанного кислотного технологического состава, практически равной плотности используемого при вскрытии продуктивного пласта скважины бурового раствора или отличающейся от нее не более чем на 10%, объясняется тем, что плотность бурового раствора рассчитывается, исходя из реальных пластовых давлений и необходимости соблюдения правил безопасности ведения буровых работ. Обеспечение плотности технологического состава, равной плотности бурового раствора или отличающейся не более чем на 10%, предупредит возникновение дополнительных положительных или отрицательных дифференциальных давлений при обработке открытого ствола скважины указанным кислотным технологическим составом.The need to create a density of the indicated acidic technological composition, which is almost equal to the density of the drilling fluid used when opening the productive formation of the wellbore or differs by no more than 10%, is explained by the fact that the density of the drilling fluid is calculated based on real reservoir pressures and the need to comply with safety rules drilling operations. Ensuring the density of the technological composition equal to the density of the drilling fluid or differing by no more than 10% will prevent the occurrence of additional positive or negative differential pressures when processing an open wellbore with the indicated acidic technological composition.
Таким образом, заявляемый технический результат обеспечивается за счет совокупности определенных операций и их последовательности в заявляемом способе, а также за счет совокупности компонентов, входящих в кислотный технологический состав, и их количественного соотношения. Все компоненты указанного состава являются совместимыми друг с другом и обеспечивают получение синергетического эффекта в плане усиления деструктурирующих и растворяющих свойств в отношении кольматирующих образований в ПЗП.Thus, the claimed technical result is achieved due to the combination of certain operations and their sequence in the claimed method, as well as due to the combination of components included in the acidic technological composition, and their quantitative ratio. All components of this composition are compatible with each other and provide a synergistic effect in terms of enhancing the destructive and dissolving properties with respect to the clogging formations in the bottomhole zone.
При реализации предлагаемого способа в промысловых условиях выполняют следующие операции в нижеуказанной последовательности:When implementing the proposed method in the field, perform the following operations in the following sequence:
- после окончания процесса вскрытия продуктивного пласта бурением с промывкой буровым раствором, содержащим полисахариды, и кольматанты, и проведении геофизических исследований, после последнего спуска бурового инструмента для промывки ствола скважины при проведения работ по подготовке скважины к освоению, в циркулирующий буровой раствор вводят перекисное соединение в количестве 0,5-1,0 мас.%;- after completion of the process of opening the reservoir by drilling with a drilling fluid containing polysaccharides and colmatants, and performing geophysical studies, after the last descent of the drilling tool to flush the wellbore during the preparation of the well for development, a peroxide compound is introduced into the circulating drilling fluid the amount of 0.5-1.0 wt.%;
- после последнего подъема бурового инструмента из скважины и спуска насосно-компрессорных труб осуществляют замещение указанного бурового раствора на кислотный технологический состав, содержащий следующие компоненты, мас.%: перекисное соединение 0,5-3,0; гидроксикарбоновая кислота 5,0-10,0; неионогенное поверхностно-активное вещество ПАВ 0,005-0,02; минерализованная вода - остальное, при этом плотность указанного кислотного технологического состава регулируют содержанием соли в минерализованной воде, чтобы указанная плотность равнялась плотности используемого при вскрытии продуктивного пласта скважины бурового раствора или отличалась от него не более чем на 10%; при этом кислотный технологический состав размещают в интервале продуктивного пласта;- after the last lifting of the drilling tool from the well and lowering the tubing, the drilling fluid is replaced with an acidic technological composition containing the following components, wt.%: peroxide compound 0.5-3.0; hydroxycarboxylic acid 5.0-10.0; nonionic surfactant surfactant 0.005-0.02; mineralized water - the rest, while the density of the indicated acidic technological composition is regulated by the salt content in the mineralized water, so that the indicated density is equal to the density of the drilling fluid used when opening the productive formation of the well or differs from it by no more than 10%; while the acidic technological composition is placed in the interval of the reservoir;
- выдерживают указанный кислотный технологический состав на реакции не менее 4-х часов, в преимущественном варианте 6-8 часов;- maintain the specified acidic technological composition on the reaction for at least 4 hours, in the preferred embodiment, 6-8 hours;
- затем удаляют продукты реакции промывкой водой или сразу же осуществляют вызов притока свабированием или компрессированием.- then the reaction products are removed by washing with water, or immediately an inflow is called by swabbing or compression.
Для осуществления заявляемого способа и приготовления кислотного технологического состава в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:For the implementation of the proposed method and the preparation of acidic technological composition in laboratory conditions, the following substances were used:
- пероксогидрат мочевины, ТУ 6-0004691277-186-97,- urea peroxohydrate, TU 6-0004691277-186-97,
- пероксокислота (перекись водорода) по ГОСТ 177-88,- peroxo acid (hydrogen peroxide) according to GOST 177-88,
- пероксогидрат мочевины КДС-М марки Д, ТУ 2382-001-40912231-2003,- urea peroxohydrate KDS-M grade D, TU 2382-001-40912231-2003,
- пероксоборат натрия, ТУ 6-02-1187-79;- sodium peroxoborate, TU 6-02-1187-79;
- перкарбонат натрия, ТУ 2144-001-24345844-2002;- sodium percarbonate, TU 2144-001-24345844-2002;
- лимонная кислота, ГОСТ 908-79;- citric acid, GOST 908-79;
- гликолевая кислота, ТУ 6-09-16899-74;- glycolic acid, TU 6-09-16899-74;
- молочная кислота, ГОСТ 490-79;- lactic acid, GOST 490-79;
- неионогенное ПАВ:- nonionic surfactant:
- оксанол, ТУ 2483-338-05763441-2000; неонол АФ9-12, ТУ 2483-007-05766801-98, или LML 4312, ТУ 39-1296-6446-011-005-99; МЛ-80, ТУ 84.509-1-82;- oxanol, TU 2483-338-05763441-2000; neonol AF 9-12 , TU 2483-007-05766801-98, or LML 4312, TU 39-1296-6446-011-005-99; ML-80, TU 84.509-1-82;
- минерализованная солями калия и/или натрия и/или аммония вода: NaCl, ГОСТ 4233-77; KCl, ГОСТ 4568-95; NH4Cl, ГОСТ 3773-72; формиат натрия, ТУ 2432-011-00203803-98; или формиат калия, по импорту.- mineralized water with potassium and / or sodium and / or ammonium salts: NaCl, GOST 4233-77; KCl, GOST 4568-95; NH 4 Cl, GOST 3773-72; sodium formate, TU 2432-011-00203803-98; or potassium formate, by import.
Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующим примером.The essence of the invention is illustrated by the following example.
Пример 1 обработки бурового раствора перекисным соединением:Drilling fluid treatment example 1 with a peroxide compound:
В 1000 см3 бурового раствора со следующим содержанием компонентов, мас.%: Реоксан (ксантановый полисахарид) - 0,35; Бурамила БТ (крахмальный реагент) - 2; NaCl - 13; KCl - 5; ККУ-М МК-100 (фракционированный молотый мрамор) - 2; техническая вода (ТВ) - 77,65, добавили 10 г (1%) перокисного соединения КДС-М марки Д (по химическому составу - пероксогидрат мочевины с массовой долей перекисных солей в пересчете на активный кислород, 15-18%).In 1000 cm 3 of drilling fluid with the following components, wt.%: Reoxane (xanthan polysaccharide) - 0.35; Buramila BT (starch reagent) - 2; NaCl - 13; KCl - 5; KKU-M MK-100 (fractionated ground marble) - 2; industrial water (TB) - 77.65, added 10 g (1%) of peroxide compound KDS-M grade D (in chemical composition - urea peroxohydrate with a mass fraction of peroxide salts in terms of active oxygen, 15-18%).
Пример 2 приготовления кислотного технологического состава:Example 2 preparation of acidic technological composition:
В стеклянном стакане на 500 см3 в 281,92 см3 технической воды, при перемешивании на лабораторной мешалке, последовательно растворяли 60 г хлорида натрия, 20 г хлорида калия, 8 г пероксогидрата мочевины, 30 г гликолевой кислоты, 0,08 г оксанола КД-6. После перемешивания в течение 15 мин получали состав со следующим содержанием компонентов, мас.%: пергидрат мочевины - 2,0; гликолевая кислота - 7,5; НПАВ оксанол КД-6 - 0,02, минерализованная солями натрия и калия вода - 90,48 (массовое содержание солей в кислотном составе такое NaCl - 15; KCl - 5, чтобы обеспечить одинаковую плотность с буровым раствором).In a glass beaker of 500 cm 3 in 281.92 cm 3 of industrial water, 60 g of sodium chloride, 20 g of potassium chloride, 8 g of urea peroxohydrate, 30 g of glycolic acid, 0.08 g of oxanol KD were successively dissolved in a laboratory stirrer. -6. After stirring for 15 min, a composition was obtained with the following content of components, wt.%: Urea perhydrate - 2.0; glycolic acid - 7.5; Nonionic surfactants oxanol KD-6 - 0.02, mineralized water with sodium and potassium salts - 90.48 (the mass content of salts in the acid composition is NaCl - 15; KCl - 5 to ensure the same density with the drilling fluid).
Составы с другим содержанием компонентов готовят аналогичным образом.Compositions with different component contents are prepared in a similar manner.
Пример 3 осуществления предлагаемого способа в лабораторных условиях:Example 3 of the implementation of the proposed method in laboratory conditions:
Через оксидный диск проницаемостью 0,4 мкм2 (имитировал породу пласта в скважине), помещенный в фильтрационную камеру фильтр-пресса фирмы OFITE, фильтровали буровой раствор (табл.2, опыт 1) при перепаде давления 0,7 МПа в течение 0,5 часа для формирования фильтрационной корки. Далее в циркулирующий буровой раствор вводили перекисное соединение - пероксогидрат мочевины в количестве 1 мас % (состав бурового раствора и перекисного соединения приведены выше в примере 1) и продолжали перемешивать еще в течение 0,5 ч. Далее замещали указанный буровой раствор на кислотный технологический состав (Пример 2) и оставляли при атмосферном давлении (т.е. на равновесии) на 4 часа для разрушения фильтрационной корки. При этом плотности используемого бурового раствора и технологического кислотного состава равны и составляли 1120 кг/м3.Through an oxide disk with a permeability of 0.4 μm 2 (simulating the formation rock in the well), placed in the filter chamber of the OFITE filter press, the drilling fluid was filtered (Table 2, experiment 1) at a pressure drop of 0.7 MPa for 0.5 hours to form a filter cake. Next, a peroxide compound - urea peroxohydrate in an amount of 1 wt% (the composition of the drilling fluid and peroxide compound are given in Example 1 above) was introduced into the circulating drilling fluid and continued to mix for another 0.5 hours. Then, the specified drilling fluid was replaced with an acidic technological composition ( Example 2) and left at atmospheric pressure (i.e., equilibrium) for 4 hours to destroy the filter cake. The density of the used drilling fluid and the technological acid composition are equal and amounted to 1120 kg / m 3 .
Необходимость создания плотности указанного кислотного технологического состава, практически равной плотности используемого при вскрытии продуктивного пласта скважины бурового раствора или отличающейся от нее не более чем на 10%, объясняется тем, что плотность бурового раствора рассчитывается, исходя из реальных пластовых давлений и необходимости соблюдения правил безопасности ведения буровых работ для предупреждения нефтегазоводопроявлений (Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, ПБ 08-624-03, п 2.7.3). Обеспечение плотности технологического состава, равной плотности бурового раствора или отличающейся не более чем на 10%, в соответствие с указанными ПБ, предупредит возникновение дополнительных положительных или отрицательных дифференциальных давлений при обработке открытого бурением ствола скважины указанным кислотным технологическим составом.The need to create a density of the indicated acidic technological composition, which is almost equal to the density of the drilling fluid used when opening the productive formation of the wellbore or differs by no more than 10%, is explained by the fact that the density of the drilling fluid is calculated based on real reservoir pressures and the need to comply with safety rules drilling operations to prevent oil and gas occurrences (Safety rules in the oil and gas industry, PB 08-624-03, p 2.7.3). Ensuring the density of the technological composition equal to the density of the drilling fluid or differing by no more than 10%, in accordance with the specified PB, will prevent the occurrence of additional positive or negative differential pressures when processing the open hole in the well with the indicated acidic technological composition.
Для доказательства разрушения указанной корки определяли восстановление проницаемости оксидного диска. Результаты приведены в таблице 4.To prove the destruction of this crust, the restoration of the permeability of the oxide disk was determined. The results are shown in table 4.
В лабораторных условиях определяли свойства бурового раствора после добавок в него перекисного соединения, а также следующие свойства кислотного технологического состава, используемого при реализации предлагаемого способа:In laboratory conditions, the properties of the drilling fluid were determined after the addition of a peroxide compound, as well as the following properties of the acidic technological composition used in the implementation of the proposed method:
- способность не образовывать эмульсии при контакте с углеводородами;- the ability not to form emulsions in contact with hydrocarbons;
- межфазное поверхностное натяжение на границе с углеводородом (керосином);- interfacial surface tension at the border with a hydrocarbon (kerosene);
- влияние кислотного технологического состава, используемого в предлагаемом способе, и известных кислотных составов на восстановление проницаемости оксидных дисков, закольматированных при фильтрации через них бурового раствора.- the influence of the acidic technological composition used in the proposed method, and known acidic compositions on the restoration of the permeability of oxide disks, colmated when filtering through them a drilling fluid.
Содержание компонентов в кислотных технологических составах представлено в таблице 1.The content of components in acidic technological compositions are presented in table 1.
Свойства бурового раствора после добавки перекисного соединения приведены в таблице 2.The properties of the drilling fluid after the addition of peroxide compounds are shown in table 2.
Свойства кислотного технологического состава по предлагаемому способу и известные по аналогу и прототипу приведены в таблице 3.The properties of the acidic technological composition of the proposed method and known by analogue and prototype are shown in table 3.
Влияние кислотного технологического состава по предлагаемому способу и известных кислотных составов на восстановление проницаемости оксидных дисков после воздействия на фильтрационную корку бурового раствора приведено в таблице 4.The influence of the acidic technological composition of the proposed method and known acidic compositions on the restoration of permeability of oxide disks after exposure to the filter cake of the drilling fluid are shown in table 4.
Данные, приведенные в таблице 2, показывают, что структурно-реологические свойства бурового раствора после введения в него перекисного соединения в количестве 0,5-1,0% уже через 4 часа снижаются на 33-48%, при этом фильтрационные показатели остаются практически без изменений.The data shown in table 2 show that the structural and rheological properties of the drilling fluid after the introduction of a peroxide compound in the amount of 0.5-1.0% after 4 hours are reduced by 33-48%, while the filtration indicators remain practically without changes.
В ходе лабораторных испытаний устанавливали вероятность образования водонефтяной эмульсии при смешении пластовой нефти и кислотных технологических составов. Испытания проводили по следующей методике. Нефть смешивали с кислотным технологическим составом в соотношении 50:50. Смесь перемешивали 15 мин на лабораторной мешалке со скоростью 1000 об/мин, затем наливали полученную смесь в мерный цилиндр на 100 см3, включали секундомер и через 10 и 30 мин замеряли границу разделения нефтяной и водной фаз (объем фаз), а также замеряли содержание неразрушаемой водонефтяной эмульсии через 30 минут. Результаты исследований представлены в таблице 3.In the course of laboratory tests, the probability of the formation of a water-oil emulsion when mixing reservoir oil and acidic technological compounds was established. The tests were carried out according to the following procedure. The oil was mixed with an acidic technological composition in a ratio of 50:50. The mixture was stirred for 15 min on a laboratory stirrer at a speed of 1000 rpm, then the resulting mixture was poured into a measuring cylinder per 100 cm 3 , the stopwatch was turned on, and after 10 and 30 minutes the boundary between the oil and water phases (phase volume) was measured, and the content was measured indestructible oil-water emulsion after 30 minutes. The research results are presented in table 3.
Межфазное натяжение, мН/м, на границе с углеводородом (керосином) определяли при помощи сталагмометра по методике, прилагаемой к прибору. Результаты исследований представлены в таблице 3.The interfacial tension, mN / m, at the border with a hydrocarbon (kerosene) was determined using a stalagmometer according to the procedure attached to the device. The research results are presented in table 3.
Потерю веса фильтрационной корки после воздействия на корку кислотным технологическим составом определяли по следующей методике. При перепаде давления 0,7 МПа в течение 0,5 часа на фильтр-прессе фирмы OFITE определяли показатель фильтрации бурового раствора через специальный ужесточенный фильтр d=9 см. После фильтрации на фильтрационную корку наливали различные технологические составы и оставляли при атмосферном давлении (т.е. на равновесии) на 4 часа. Затем сливали состав из камеры, заливали техническую воду и фильтровали ее через фильтрационную корку. Фильтр с коркой после воздействия состава и фильтрации технической воды доставали из камеры, сушили на воздухе в течение 24 часов и взвешивали. Результаты исследований представлены в таблице 3.The weight loss of the filter cake after exposure to the cake with an acidic technological composition was determined by the following procedure. At a pressure drop of 0.7 MPa for 0.5 hours, the rate of mud filtration through a special tightened filter d = 9 cm was determined on an OFITE filter press.After filtration, various technological compositions were poured onto the filter cake and left at atmospheric pressure (t. e. at equilibrium) for 4 hours. Then the composition was drained from the chamber, industrial water was poured and filtered through a filter cake. The filter with a crust after exposure to the composition and filtration of industrial water was taken out of the chamber, dried in air for 24 hours and weighed. The research results are presented in table 3.
Как следует из таблицы 3, при сохранении низких значений межфазного натяжения, эмульгирующая способность кислотного технологического состава, используемого при реализации предлагаемого способа, значительно ниже (эмульсия не образуется), чем в способе по прототипу, при этом растворимость фильтрационной корки после воздействия на корку кислотным технологическим составом выше и составляет не менее 96,7%. В промысловых условиях эти свойства состава позволят повысить степень очистки ПЗП от кольматирующих образований, предотвратить образование водонефтяных эмульсий в ПЗП и стволе скважины при освоении, повысить нефтеотдачу.As follows from table 3, while maintaining low values of interfacial tension, the emulsifying ability of the acidic technological composition used in the implementation of the proposed method is much lower (the emulsion is not formed) than in the prototype method, while the solubility of the filter cake after exposure to the cake is acid technological composition higher and at least 96.7%. Under field conditions, these composition properties will increase the degree of PZP cleaning from clogging formations, prevent the formation of water-oil emulsions in the PZP and well bore during development, and increase oil recovery.
Влияние кислотного технологического состава по предлагаемому способу и известных кислотных составов на восстановление проницаемости оксидных дисков после воздействия на фильтрационную корку после фильтрации через них бурового раствора изучали по следующей методике. В камеру высокого давления фильтр-пресса НРНТ фирмы OFITE устанавливали оксидный диск определенной проницаемости (в опытах применяли диск проницаемостью 0,4 и 0,75 мкм2), сверху диска помещали 300 см3 технической воды, создавали избыточное давление 0,7 МПа и замеряли время истечения жидкости из камеры. Далее в камеру помещали испытуемый раствор и фильтровали буровой раствор, т.е. формировали фильтрационную корку и зону кольматации путем создания избыточного давления 0,7 МПа в течение 0,5 часа. Далее буровой раствор выливали из камеры, в камеру на фильтрационную корку наливали 300 мл кислотного технологического состава с различной концентрацией компонентов и оставляли на реакцию на 4-6 часов. После реакции жидкость сливали из камеры, диск переворачивали, в камеру наливали 300 см3 технической воды, создавали избыточное давление 0,7 МПа и замеряли время истечения жидкости. По изменению скорости истечения технической воды через чистый диск до фильтрации бурового раствора и после воздействия кислотного технологического состава судили об эффективности действия этого состава на восстановление проницаемости дисков. Результаты представлены в таблице 4.The influence of the acidic technological composition according to the proposed method and the known acidic compositions on the restoration of the permeability of oxide disks after exposure to the filter cake after filtering the drilling fluid through them was studied by the following method. An oxide disk of a certain permeability was installed in the high-pressure chamber of the NRNT filter press of OFITE (in experiments, a disk with a permeability of 0.4 and 0.75 μm 2 was used ), 300 cm 3 of industrial water were placed on top of the disk, an overpressure of 0.7 MPa was created and measured fluid outflow time. Next, the test solution was placed in the chamber and the drilling fluid was filtered, i.e. formed a filter cake and a zone of clogging by creating an excess pressure of 0.7 MPa for 0.5 hours. Next, the drilling fluid was poured from the chamber, 300 ml of acidic technological composition with various concentrations of components were poured onto the filter cake into the chamber, and allowed to react for 4-6 hours. After the reaction, the liquid was poured out of the chamber, the disk was turned over, 300 cm 3 of industrial water was poured into the chamber, an overpressure of 0.7 MPa was created and the time of the fluid outflow was measured. The efficiency of the action of this composition on the restoration of the permeability of disks was judged by the change in the rate of outflow of process water through a clean disk before drilling fluid filtration and after exposure to an acidic technological composition. The results are presented in table 4.
Данные, приведенные в таблице 4, показывают, что использование кислотного технологического состава при реализации предлагаемого способа позволяет практически полностью восстановить в процессе фильтрации проницаемость пористой среды, закольматированной безглинистым и малоглинистым буровым раствором, содержащим полисахариды и кольматант.The data shown in table 4 show that the use of an acidic technological composition in the implementation of the proposed method allows to almost completely restore the permeability of a porous medium that is colmatized with clayless and non-clay drilling mud containing polysaccharides and colmatant during filtration.
Таким образом, при реализации предлагаемого способа обеспечивается:Thus, when implementing the proposed method provides:
- повышение качества вскрытия продуктивных пластов и сокращение сроков освоения скважины за счет полноты разрушения и удаления кольматирующих образований из ПЗП, предупреждения образования водонефтяных эмульсий в ПЗП и стволе скважины, низкого поверхностного натяжения состава на границе с углеводородной жидкостью;- improving the quality of the opening of productive formations and reducing the time for well completion due to the complete destruction and removal of the clogging formations from the bottomhole formation zone, prevention of the formation of water-oil emulsions in the bottomhole zone and the wellbore, low surface tension of the composition at the border with the hydrocarbon fluid;
- сокращение времени и средств на строительство скважины, преимущественно, пологих и горизонтальных, за счет сокращения времени на промывку ствола скважины и удаление бурового раствора из горизонтального ствола ввиду того, что после ввода в него смеси перекисного соединения структурно-реологические свойства бурового раствора снижаются, при этом обработка раствора производится без остановок в процессе производительного времени (т.е. дополнительное время не тратится);- reduction of time and funds for well construction, mainly shallow and horizontal, due to reduction of time for flushing the wellbore and removal of drilling fluid from the horizontal well, due to the fact that after the peroxide compound is introduced into it, the structural and rheological properties of the drilling fluid decrease In this case, the solution is processed non-stop during the production time (i.e., additional time is not wasted);
- повышение технологичности приготовления и использования кислотного состава в промысловых условиях за счет использования сухих, порошкообразных компонентов (окислители, кислоты, соли);- improving the manufacturability of the preparation and use of the acid composition in commercial conditions through the use of dry, powdery components (oxidizing agents, acids, salts);
- обеспечение доступности предлагаемого способа для широкого применения, вследствие использования при этом традиционных, уже применяемых в нефтегазовой промышленности компонентов.- ensuring the availability of the proposed method for widespread use, due to the use of traditional components already used in the oil and gas industry.
Claims (5)
при этом плотность указанного кислотного технологического состава равна плотности используемого при вскрытии продуктивного пласта скважины бурового раствора или отличается от него не более чем на 10%.1. The method of technological processing of the wellbore, mainly shallow and horizontal, to remove clogging formations from the bottomhole formation zone, comprising introducing a peroxide compound into the drilling fluid, used to open and flush the reservoir and containing polysaccharides and colmatant, followed by replacing the specified drilling fluid with acid technological composition, including the specified peroxide compound, acid and water, its exposure to the reaction with subsequent removal from the reservoir prod reaction, characterized in that as a peroxide compound use urea peroxohydrate or sodium peroxoborate or sodium percarbonate, the introduction of the specified peroxide compounds in a concentration of 0.5-1.0 wt.% in the drilling fluid is produced when it is circulated after the last lifting of the drilling tool from the well and the descent of tubing with the exposure of the specified composition to the reaction for at least four hours, moreover, as the acidic technological composition, a composition with the following component content is used in wt.%:
wherein the density of the indicated acidic technological composition is equal to the density of the drilling fluid used when opening the productive formation of the well or differs from it by no more than 10%.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011112736/03A RU2467163C1 (en) | 2011-04-01 | 2011-04-01 | Method of processing primarily flat horizontal well hole for removal of mud bulk from bottom-hole formation zone |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011112736/03A RU2467163C1 (en) | 2011-04-01 | 2011-04-01 | Method of processing primarily flat horizontal well hole for removal of mud bulk from bottom-hole formation zone |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011112736A RU2011112736A (en) | 2012-10-10 |
| RU2467163C1 true RU2467163C1 (en) | 2012-11-20 |
Family
ID=47079176
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011112736/03A RU2467163C1 (en) | 2011-04-01 | 2011-04-01 | Method of processing primarily flat horizontal well hole for removal of mud bulk from bottom-hole formation zone |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2467163C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2536723C1 (en) * | 2013-10-18 | 2014-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of washover of horizontal well |
| RU2540767C1 (en) * | 2013-11-25 | 2015-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | Method for colmatage removal from bottomhole formation zone upon first opening to restore permeability and porosity of header |
| RU2600137C1 (en) * | 2015-07-13 | 2016-10-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Method of process well treatment |
| RU2655685C1 (en) * | 2017-05-29 | 2018-05-29 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Composition for displacement for pumping into a mudded-off oil formation |
| RU2745034C2 (en) * | 2016-01-25 | 2021-03-18 | Эвоник Оперейшнс Гмбх | Methods and compositions for treating wells |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU642352A1 (en) * | 1975-07-22 | 1979-01-15 | Всесоюзный научно-исследовательский институт гидротехники и мелиорации им.А.Н.Костякова | Drilling fluid for drilling in |
| US4610795A (en) * | 1985-08-07 | 1986-09-09 | Fmc Corporation | Peroxygen breaker systems for well completion fluids |
| SU1519531A3 (en) * | 1984-03-12 | 1989-10-30 | Маратон Ойл Компани (Фирма) | Method of restoring permeability of well or its adjoining area in fluid communications of underground formation |
| US5858928A (en) * | 1994-11-28 | 1999-01-12 | Rhone-Poulenc Chimie | Gel of an apolar medium, its use for the preparation of water-based drilling fluids |
| RU2133258C1 (en) * | 1997-06-06 | 1999-07-20 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Composition for secondarily opening productive oil bed |
| RU2173772C2 (en) * | 1999-04-21 | 2001-09-20 | Магадова Любовь Абдулаевна | Polysaccharide gel composition for hydraulic formation breakdown |
| RU2186819C1 (en) * | 2001-05-23 | 2002-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Clayless drilling mud basically designed for boring horizontal holes (versions) |
| RU2283418C2 (en) * | 2003-04-11 | 2006-09-10 | Александр Афанасьевич Редькин | Method for primary productive bed penetration for oil and gas drilling |
| RU2386656C1 (en) * | 2008-11-13 | 2010-04-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Пермский Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти" | Drilling fluid for well construction in difficult conditions, mainly for drilling extended-reach wells and horizontal wells |
-
2011
- 2011-04-01 RU RU2011112736/03A patent/RU2467163C1/en active
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU642352A1 (en) * | 1975-07-22 | 1979-01-15 | Всесоюзный научно-исследовательский институт гидротехники и мелиорации им.А.Н.Костякова | Drilling fluid for drilling in |
| SU1519531A3 (en) * | 1984-03-12 | 1989-10-30 | Маратон Ойл Компани (Фирма) | Method of restoring permeability of well or its adjoining area in fluid communications of underground formation |
| US4610795A (en) * | 1985-08-07 | 1986-09-09 | Fmc Corporation | Peroxygen breaker systems for well completion fluids |
| US5858928A (en) * | 1994-11-28 | 1999-01-12 | Rhone-Poulenc Chimie | Gel of an apolar medium, its use for the preparation of water-based drilling fluids |
| RU2133258C1 (en) * | 1997-06-06 | 1999-07-20 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Composition for secondarily opening productive oil bed |
| RU2173772C2 (en) * | 1999-04-21 | 2001-09-20 | Магадова Любовь Абдулаевна | Polysaccharide gel composition for hydraulic formation breakdown |
| RU2186819C1 (en) * | 2001-05-23 | 2002-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Clayless drilling mud basically designed for boring horizontal holes (versions) |
| RU2283418C2 (en) * | 2003-04-11 | 2006-09-10 | Александр Афанасьевич Редькин | Method for primary productive bed penetration for oil and gas drilling |
| RU2386656C1 (en) * | 2008-11-13 | 2010-04-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Пермский Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти" | Drilling fluid for well construction in difficult conditions, mainly for drilling extended-reach wells and horizontal wells |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2536723C1 (en) * | 2013-10-18 | 2014-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of washover of horizontal well |
| RU2540767C1 (en) * | 2013-11-25 | 2015-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | Method for colmatage removal from bottomhole formation zone upon first opening to restore permeability and porosity of header |
| RU2600137C1 (en) * | 2015-07-13 | 2016-10-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Method of process well treatment |
| RU2745034C2 (en) * | 2016-01-25 | 2021-03-18 | Эвоник Оперейшнс Гмбх | Methods and compositions for treating wells |
| RU2655685C1 (en) * | 2017-05-29 | 2018-05-29 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Composition for displacement for pumping into a mudded-off oil formation |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2011112736A (en) | 2012-10-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2643835C (en) | Diverting compositions, fluid loss control pills, and breakers thereof | |
| EP1991633B1 (en) | Wellbore fluid comprising a base fluid and a particulate bridging agent | |
| CA1099088A (en) | Well treating composition and method | |
| US8114817B2 (en) | Filtercake removal composition and system | |
| US4596662A (en) | Compositions for use in drilling, completion and workover fluids | |
| EA006086B1 (en) | Method for completing injection wells | |
| EA026696B1 (en) | Method of removing filter cake at low temperature (embodiments) | |
| RU2338872C2 (en) | Methods and compositions for decomposing of thickened liquids | |
| RU2467163C1 (en) | Method of processing primarily flat horizontal well hole for removal of mud bulk from bottom-hole formation zone | |
| CN109996930B (en) | Method of treating a downhole formation zone | |
| EP2584018A1 (en) | Biocide for well stimulation | |
| US4474240A (en) | Drilling fluid displacement process | |
| EA008671B1 (en) | Fiber assisted emulsion system | |
| US7717177B2 (en) | Energized fluid for generating self-cleaning filter cake | |
| EA031164B1 (en) | Process to treat subterranean formations using a chelating agent | |
| US20030083206A1 (en) | Oil and gas production optimization using dynamic surface tension reducers | |
| RU2540767C1 (en) | Method for colmatage removal from bottomhole formation zone upon first opening to restore permeability and porosity of header | |
| AU2015414720A1 (en) | Alkyl polyglycoside surfactants for use in subterranean formations | |
| CA2624791A1 (en) | A process for consolidating a formation | |
| US20150267105A1 (en) | Anionic polysaccharide polymers for viscosified fluids | |
| RU2368769C2 (en) | Bottom-hole formation zone treatment method | |
| RU2456444C2 (en) | Acid treatment method of bottom-hole oil formation zone | |
| RU2394062C1 (en) | Solid base for acidic composition and composition for treatment of bottomhole zone of carbonate bed | |
| WO2019155184A1 (en) | Fluids and methods | |
| RU2679029C1 (en) | Composition for acid treatment of near-wellbore zone of reservoir (options) |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner |