СПОСОБ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ Российский патент 2001 года по МПК E21B7/00 E21B7/20 

Изобретение относится к области глубокого бурения (строительства) вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин на нефть и газ под гидродинамическим давлением.

Известен способ бурения (строительства) скважин, включающий бурение скважины породоразрушающим инструментом, вращение которого осуществляется ротором или подземным гидро-, или электродвигателем и крепление пробуренного ствола путем спуска металлических обсадных колонн, являющихся промежуточными колоннами, и их цементирования (В.И.Мищевич, Н.А.Сидоров. Справочник инженера по бурению. М., Недра, 1973, т. 1, стр. 395-398). В качестве промывочной жидкости, как правило, применяют глинистый раствор с плотностью, превышающей плотность воды, и с добавками химреагентов.

Недостаток известного способа заключается в том, что в глубокую скважину спускают промежуточную обсадную колонну после одного, двух, трех и более рейсов долота, с целью перекрытия опасной для бурения зоны, связанной, к примеру, с обрушением стенок от пластовых вод и флюидов, от высокой степени трещиноватости; с поглощением промывочной жидкости и другими причинами. Затем проводят цементаж колонны, после чего продолжают бурить, но с долотом меньшего диаметра и т.д. Длина каждой промежуточной колонны, как правило, в несколько десятков раз превышает длину перекрываемого интервала. Поэтому большая часть колонны не выполняет свою прямую функцию и является потерей.

Более того, в связи с телескопическим характером конструкции скважины возникает потребность изготовления различных по диаметру буровых долот и промежуточных обсадных колонн. Последних в глубокой скважине может быть от одной до четырех.

Если учесть, что количество глубоких скважин по всем отраслевым промыслам составляет несколько десятков тысяч, то потеря дорогостоящего металла, цемента становится существенной и убыточной для народного хозяйства. Более того, применяемые глинистые растворы с химическими добавками существенно загрязняют пластовые воды и недра.

Наиболее близким по технической сущности (прототипом) предлагаемому способу является способ бурения нефтяных и газовых скважин, включающий спуск бурового снаряда с цилиндрической призабойной частью, разрушение, подъем выбуренной породы и температурное воздействие на стенку скважины в ограниченном интервале заколонного пространства напротив цилиндрической части бурового снаряда (см. А. с. СССР N 1633095, 1991 г.).

Недостаток этого способа заключается в том, что он не пригоден там, где бурятся крепкие породы, в которых отсутствуют пустые поры и трещины, кроме микро-, макротрещинок, и поэтому внутрь породы может проникнуть изолирующий материал в ограниченном объеме, что не позволяет в процессе бурения обеспечить эффективное крепление породы. Кроме того, закачиваемый изолирующий материал в виде гранул может выйти за пределы снаряда и, скопившись, образовать пробку и заклинку инструмента (аварийную ситуацию).

Известный способ предполагает использовать в качестве изолирующего материала специально изготовленные металлические гранулы, покрытые деформируемым веществом - смазывающей добавкой, что значительно увеличивает затраты на осуществление способа.

Недостаток известного устройства заключается в том, что оно не содержит ограничивающие элементы для сохранения тепловой энергии, достаточной для надежного крепления породы скважины. Кроме того, известное устройство во время вращения при вдавливании изолирующего материала (металлических гранул) в стенки скважины может быть прихвачено.

Задачей изобретения является повышение эффективности бурения за счет надежного крепления, исключение использования дорогостоящих материалов и уменьшение опасности прихвата инструмента.

Поставленная задача решается за счет того, что в способе бурения нефтяных и газовых скважин, включающем спуск бурового снаряда с цилиндрической призабойной частью, разрушение, подъем выбуренной породы и температурное воздействие на стенки скважины в ограниченном интервале заколонного пространства напротив цилиндрической части бурового снаряда, интервал заколонного пространства представляет собой ограниченную скользящими пакерами зону, в которой образуют путем нагрева парогазовую подушку при поддержании давления в ней не выше давления разрыва пласта, осушают в упомянутой зоне стенки скважины с последующим их оплавлением и уплотнением.

Заявляемое устройство для бурения нефтяных и газовых скважин, включающее буровой снаряд, нагревательный элемент, теплоизолятор, снабжено двумя скользящими пакерами, между которыми размещен выполненный в виде электронагревателя нагревательный элемент, расположенный под включенными в состав бурового снаряда элементами компоновки низа бурильной колонны, при этом внутри нагревательного элемента выполнены коаксиально расположенные каналы для промывочной жидкости и сообщения полости корпуса электронагревателя с затрубным пространством, а на наружной поверхности двух скользящих пакеров и на корпусе электронагревателя выполнены калибрующие каналы; кроме того, устройство снабжено калибратором, установленным под нижним скользящим пакером, и центратором, установленным над верхним скользящим пакером.

Сущность изобретения заключается в следующем.

Благодаря применению метода гидромеханического бурения с использованием воды осуществляется постоянная ее циркуляция через перепускные каналы нагревательного элемента, расположенного в изолируемой зоне, что позволяет осуществить его охлаждение.

Кроме того, этот признак обеспечивает транспортировку выбуренной породы на поверхность, минуя зону оплавления, что исключает прихват инструмента. Важным моментом, исключающим опасность прихвата, является образование парогазовой подушки в зоне, ограниченной скользящими пакерами, что обеспечивает осушение стенок скважины с последующим их оплавлением и уплотнением с помощью калибрующих ребер электронагревателя. В этой ограниченной зоне не образуется избыток расплава, вызывающий прихват инструмента.

Сравнение заявляемых технических решений с прототипом позволило установить их соответствие критерию "новизна". При изучении других известных технических решений в данной области техники признаки, отличающие данное изобретение от прототипа, не были выявлены и потому они обеспечивают заявляемому техническому решению соответствие критерию "существенные отличия".

Устройство, спущенное в скважину, заполненную промывочной жидкостью, и нагретое до высокой температуры, образует в цилиндрической части ствола, в зоне генератора тепла, парогазовую подушку (каверну), с помощью которой доводит породы на стенках ствола до температуры оплавления.

При вращении устройства и циркуляции промывочной жидкости порода на забое подвергается механическому разрушению с помощью типового долота под осевой нагрузкой. Шлам транспортируется вверх вдоль стенки ствола скважины под напором промывочной жидкости на высоту КНБК, после чего жидкость со шламом проходит через перепускной канал внутри генератора тепла, снижая температуру стенок канала до 400^oC и ниже. Давление парогазовой подушки препятствует в щелевом пространстве нижнего скользящего пакера проникнуть восходящему вверх потоку промывочной жидкости в зону парогазовой подушки через щелевое пространство. Более того, если вода начнет проникать в эту зону, то моментально она будет превращаться в пар, способствуя этим самым увеличению противоборствующего давления, вследствие чего жидкость будет идти по назначенному ей каналу.

Одновременно многозаходный винт наружной поверхности генератора тепла производит размазывание образовавшегося на стенке ствола тонкого слоя расплава, заполняя им пустые трещины и поры, уплотнение породы, препятствуя этим самым вспучиванию расплава и породы, при выделяющемся газе в процессе химических реакций, и калибровку оплавленного ствола скважины.

Два скользящих пакера, расположенных над генератором тепла, выполняют функцию удерживания границ парогазовой подушки, но, в случае превосходства давления в этой подушке, щелевое пространство между поверхностью скользящего верхнего пакера и стенками ствола скважины позволяет сбросить часть давления и довести его до величины, меньшей давления разрыва пласта.

Благодаря описанному процессу завершается крепление пород на стенках ствола при одновременном разрушении породы породоразрушающим инструментом.

На фиг. 1 представлено предлагаемое устройство и его разрез; на фиг. 2 - сечение А-А на фиг. 1; на фиг. 3 - разрез I на фиг. 1.

Устройство состоит: из типового долота 1, гидро- или электробура 2, забойного телескопического механизма подачи 3 или вместо его утяжеленного низа бурильной колонны; калибратора 4, калибрующего ствол для генератора тепла 8 и нижнего скользящего пакера 6; переходника 5 с перепускным отверстием; нижнего скользящего пакера 6, нижнего пакета теплоизоляторов 7, генератора тепла 8; верхнего пакета теплоизоляторов 9; кристаллизатора 10; верхнего скользящего пакера 11, переходника 12 с перепускным отверстием; центратора 13; бурильной колонны 14, внутри которой проходит силовой кабель 15.

Электронагреватель состоит из каркаса 16 с ребрами 23 в виде многозаходного винта, с центральным каналом 17 и радиально расположенными продольными каналами 18, выполняющими роль охладителя; пакета теплоизоляторов 19; нагревательного модуля 20, изолятора 21 и корпуса 22.

Устройство работает следующим образом.

Перед тем как включить устройство, проводят подготовку ствола скважины в случае изменения в процессе бурения нормального диаметрального размера ствола. Для этого после спуска устройства в скважину, заполненную промывочной жидкостью, производят калибровку ствола калибратором 4, не доводя долото до забоя на 2-3 м путем вращения ротора на минимальных оборотах и циркуляции воды.

Затем останавливают роторное вращение и включают электропитание по кабелю 15, чтобы в течение 1 - 1,5 часа нагреть цилиндрическую часть генератора тепла 8 до 1300^oC и выше.

Нагрев производят плавно. Не снижая температуру, последовательно переводят с одной ступени теплового режима на другую. Это необходимо для того, чтобы в зоне теплового устройства 8 создать нормальные условия для осуществления процесса оплавления стенок ствола.

Например, первая ступень теплового режима связана с тем, что температуру в щелевом пространстве между наружной поверхностью генератора тепла 8 и стенками ствола доводят до 100^oC и выше. В этом случае промывочная жидкость, находящаяся в этом пространстве, начнет кипеть, образуя паровые пузыри. Всплывая кверху, пузыри встречают преграду, созданную верхним скользящим пакером 11. Гидростатическое давление водяного столба сверху в затрубном пространстве между бурильными трубами 14 и стенками ствола плюс преграда скользящего пакера 11 не позволяют пузырям всплывать на поверхность столба жидкости, а заставляют их скапливаться, образуя крупный паровой пузырь, из которого в пространстве между двумя скользящими пакерами 6 и 11 образуется паровая подушка. Насыщение пара и давление в этой подушке будут расти по мере поступления новых порций пара, вследствие переходного процесса.

При температуре 400^oC и выше вся адсорбированная вода, содержащаяся в капиллярных порах и трещинах нагретого слоя стенки (начиная от поверхности стенки ствола и до некоторой глубины), переходит в пар.

Далее, увеличивая температуру от 450 до 800^oC в осушенных стенках ствола продолжается процесс выделения пара за счет разложения гидратированных химических соединений, увеличивая насыщение пара в подушке и его давление.

Возрастающее давление в паровой подушке естественно начинает оказывать воздействие по всем направлениям, в частности в сторону пластовой породы в радиальном направлении от ствола скважины, а также вверх и вниз в пространстве между поверхностью компоновки генератора тепла 8 и стенками ствола скважины. Чтобы это давление оказывало нужное воздействие на породу, оно не должно достигать давления разрыва пласта, а выполнять только функцию заслона для подземных флюидов и пластовых вод. В случае если давление паровой подушки возрастет до величины, приближающейся к давлению разрыва пласта, определенное щелевое пространство в верхнем скользящем пакере 11 позволит сбросить часть давления. Поэтому это щелевое пространство скользящего пакера 11 является регулятором давления паровой подушки.

При температуре 800^oC вновь включают вращение устройства с помощью ротора и, не останавливая, вращают на минимальной скорости. При этой температуре, как показали эксперименты, заканчивается процесс сушки стенок ствола. Глубина осушения стенок может превышать толщину термослоя (где происходят качественные изменения минералов) три и более раз.

Продолжая увеличивать температуру от 900 до 1100^oC в термослое (что ближе к поверхности стенок ствола скважины) начнет происходить плавление легкоплавких силикатов, которые в породе расположены в хаотическом порядке. Образование расплава ведет к фазовому переходу, т.е. к выделению газа. Выделяющийся газ под давлением способен воздействовать на расплав и размягченную породу, понизившую свою вязкость от фазовых переходов. Вследствие этого расплав и размягченная порода могут вспучиваться, если отсутствует противодавление. Если же присутствует противодавление, то внутри расплава и размягченной породы образуются микропоры разных размеров. Эти поры главным образом изолированы друг от друга. Порода не вспучивается.

Достоинство вращающегося устройства заключается в том, что путем эксцентрического касания многозаходных винтовых ребер 23 производится нужное противодавление (в данном случае механическое). Однако через щели и капилляры газ может частично поступать в пределы подушки и смешиваться с паром, в результате чего подушка становится парогазовой, и частично внедряться в глубь породы, создавая также заслон подземным флюидам и пластовым водам.

Затем, доведя температуру до 1300^oC или выше, устанавливают устойчивый режим, при котором образуется на поверхности стенок ствола скважины поверхностный слой расплава толщиной 1-3 мм.

Ребрами 23 этот расплав размазывается по стенкам ствола и внедряется в породу, помогая расплаву заполнять пустые трещины, капилляры и поры и вступать во взаимодействие с поверхностями полых пространств трещин, пор и капилляров.

Остальная часть термослоя оплавляется и спекается, что подтверждено экспериментальными данными.

Через 10-15 мин устройство спускают на длину, равную длине генератора тепла. Затем через 10-15 мин повторяют эту операцию и т.д.

При выходе генератора тепла 8 за пределы оплавленного участка ствола стенки этого участка начинают остывать. Расплав различной вязкости превращается в стекло и ситалл. Процесс стеклования и ситаллизации ускоряется влиянием магнитного поля, образованного постоянным магнитом кристаллизатора 10. Уплотненный остеклованный и ситаллизированный слой достаточно прочен и непроницаем и создает устойчивое временное крепление пород на стенках ствола скважины в том случае, когда выдержана определенная продолжительность теплового воздействия при не снижающемся тепловом режиме. При этом давление восходящего потока жидкости не должно превышать давление парогазовой подушки. Для того чтобы потоку поставить заслон, установлен нижний скользящий пакер 6, аналогичный верхнему. В случае, если по какой-то причине жидкость восходящего потока проникнет в зону парогазовой подушки, то она моментально начнет превращаться в пар, увеличивая этим самым насыщение пара и давление в подушке и создавая мощное сопротивление восходящему потоку.

Коснувшись забоя, долото 1 устройства начнет разрушать породу. Промывочная жидкость, очищая забой, будет выносить шлам породы через перепускное отверстие 18 переходника 5, далее переходник 12 в затрубное пространство и на поверхность.

Одновременно с процессом бурения осуществляется крепление стенок в опасной для бурения зоне пласта.

Крепление ствола может производиться сплошным стволом или поинтервально. При поинтервальном варианте, т.е. при совершении рейсов долота в устойчивых породах, всю компоновку устройства временно оставляют за "пальцем" буровой установки.

Скорость поступательного перемещения всей компоновки устройства вдоль ствола соизмеряется со скоростью ситаллизации стенок.

В случае снижения скорости бурения тепловая обработка стенок скважины приостанавливается путем снижения температуры до 800-900^oC до того момента, когда породоразрушающий инструмент пройдет интервал, равный длине генератора тепла 8, после чего цикл режимного нагрева повторяется при ненарушенной парогазовой подушке.

В случае превышения скорости проходки ее сознательно снижают.

При повторном спуске компоновки генератора тепла, после осуществления первоого, двух, трех и более рейсов долота, тепловые режимы для создания условий оплавления стенок ствола скважины повторяются.

Таким образом, предложенные способ и устройство для его осуществления предусматривают не только бурение скважины, но и одновременное калибрование и электротермическое крепление стенок ее ствола.

Явления уплотнения, спекания, остеклования и ситаллизации увеличивают прочностные свойства пород на стенках ствола, уменьшают их проницаемость до нуля, что необходимо для изоляции скважины от притока пластовых вод и флюидов в процессе бурения, способны доводить толщину корки на стенке ствола до величины, прочность которой может конкурировать с прочностью обсадной колонны.

Изобретение относится к области глубокого бурения скважин на нефть и газ под гидродинамическим давлением. Сущность изобретения заключается в том, что спускают буровой снаряд, разрушают и поднимают выбуренную породу и осуществляют температурное воздействие на стенки скважины в ограниченном интервале заколонного пространства напротив цилиндрической части бурового снаряда, при этом интервал заколонного пространства представляет собой ограниченную скользящими пакерами зону, в которой образуют путем нагрева парогазовую подушку при поддержании давления в ней не выше давления разрыва пласта, осушают в упомянутой зоне стенки скважины с последующим их оплавлением и уплотнением. Предлагается устройство для реализации способа. Изобретение обеспечивает повышение эффективности бурения за счет надежного крепления стенок скважины. 2 с. и 2 з.п.ф-лы, 3 ил.

1. Способ бурения нефтяных и газовых скважин, включающий спуск бурового снаряда с цилиндрической призабойной частью, разрушение, подъем выбуренной породы и температурное воздействие на стенки скважины в ограниченном интервале заколонного пространства напротив цилиндрической части бурового снаряда, отличающийся тем, что интервал заколонного пространства представляет собой ограниченную скользящими пакерами зону, в которой образуют путем нагрева парогазовую подушку при поддержании давления в ней не выше давления разрыва пласта, осушают в упомянутой зоне стенки скважины с последующим их оплавлением и уплотнением. 2. Устройство для бурения нефтяных и газовых скважин, включающее буровой снаряд, нагревательный элемент, теплоизолятор, отличающееся тем, что оно снабжено двумя скользящими пакерами, между которыми размещен выполненный в виде электронагревателя нагревательный элемент, расположенный под включенными в состав бурового снаряда элементами низа бурильной колонны, при этом внутри нагревательного элемента выполнены коаксиально расположенные каналы для промывочной жидкости и сообщающие полости корпуса электронагревателя с затрубным пространством, а на наружной поверхности двух скользящих пакеров и на корпусе электронагревателя выполнены калибрующие каналы. 3. Устройство по п.2, отличающееся тем, что оно снабжено калибратором, установленным под нижним скользящим пакером. 4. Устройство по п.2, отличающееся тем, что оно снабжено центратором, установленным над верхним скользящим пакером.