СПОСОБ ВСКРЫТИЯ БУРЕНИЕМ КАТАСТРОФИЧЕСКИ ПОГЛОЩАЮЩЕГО ПЛАСТА Российский патент 2005 года по МПК E21B21/00 E21B33/138 

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к технологии вскрытия бурением пласта с интенсивным и катастрофическим поглощением бурового раствора (промывочной жидкости).

Известен способ изоляции поглощающих пластов [1], представленных крупными трещинами и полостями с интенсивным и катастрофическим поглощениями бурового раствора, включающий определение интервала изолируемого поглощающего пласта, спуск до зоны поглощения колонны бурильных труб с пакером, разобщение этим пакером изолируемого поглощающего пласта от вышележащей части скважины и закачку в зону поглощения с помощью насосного агрегата типа ЦА-320 М твердеющего тампонирующего раствора носителя, например, из цемента, гельцемента или глинистого раствора при одновременной подаче волокнистого и гранулированного наполнителя разной фракции, с плотностью, равной плотности тампонирующего раствора. При этом волокнистый наполнитель выполняют в виде колец, соединенных в цепочки, с диаметром колец, превышающим диаметр крупной фракции гранулированного наполнителя, причем его подачу осуществляют в порядке возрастания фракции.,

Его недостатком является то, что он не учитывает количественное соотношение тампонирующего раствора-носителя и вводимого туда волокнистого материала, что технологический процесс становится неконтролируемым, приводя к неоправданно большим затратам тампонирующего раствора-носителя, а также наполнителя, поскольку насос цементировочного агрегата не может качать волокнистые материалы и как следствие, снижая эффективность изоляционных работ. Кроме того, выполнение волокнистого наполнителя в виде колец определенного диаметра, соединенных в цепочки, вызывает ряд трудностей, связанных с организацией их выпуска в промышленном масштабе, с несколькими технологическими линиями для создания различных типоразмеров наполнителей. Выполнение гранулированного наполнителя разной фракции с плотностью, равной плотности тампонажного раствора, вызывает также ряд технологических трудностей.

Известен способ вскрытия бурением поглощающего пласта [2], включающий определение интервала поглощения и характеристики циркуляции бурового раствора по соседним пробуренным скважинам разрабатываемой нефтяной залежи по результатам радиоактивного (Р_к) или бокового каротажа (Б_к), определение пластового давления поглощающего пласта и вскрытие его бурением с использованием глинистого раствора, обработанного наполнителем.

Известный способ по технической сущности более близок к предлагаемому и может быть принят в качестве прототипа.

Способ не эффективен при изоляции катастрофически поглощающего пласта или с интенсивным поглощением.

Из-за полного ухода бурового раствора в пласт при вскрытии катастрофического поглощения дальнейшее продолжение бурения становится экономически невыгодным. При этом увеличение содержания наполнителя, особенно волокнистых выше 5-7% технически невозможно из-за забивания отверстий насадок долота и непрокачиваемости насосом. В таких случаях бурение скважины прекращают, бурильный инструмент поднимают на поверхность и колонну бурильных труб спускают в скважину в компоновке с пакером в зону поглощения и через открытый конец низа бурильной колонны, после предварительного разобщения межтрубного пространства пакером, в поглощающий пласт закачивают тампонирующие смеси с быстросхватывающимися свойствами (БСС) на основе цемента, гипса, гельцемента или осуществляют намыв наполнителей в смеси с глинистым раствором. Если после упомянутых выше мероприятий не удается полностью изолировать пласт, то с частичным уходом бурового раствора добуривают интервал поглощающего пласта, после чего в этом интервале устанавливают цементный мост с последующим разбуриванием для продолжения углубления скважины или в этом интервале устанавливают профильный перекрыватель [3, 4, 5].

Известный способ требует больших затрат времени и тампонирующих материалов для ликвидации поглощений, а также многократных дополнительных спуско-подъемных операций, связанных с прекращением процесса углубления скважины. Установка стального профильного перекрывателя в интервале поглощающего пласта сопряжена также с определенными трудностями, связанными с расширением ствола в указанном интервале, развальцовыванием для его дожима после предварительной его установки нагнетанием в его полость жидкости насосным агрегатом, требующими дополнительных спуско-подъемных операций, что в свою очередь требует больших затрат времени, привлечения техники и технических средств, рабочей бригады. А его изготовление требует затрат металла и металлоемкого оборудования. Все это при изоляции катастрофических поглощений требует больших денежных затрат, исчисляемых сотнями тысяч рублей, удорожая стоимость вскрытия катастрофических поглощений и изоляцию зон поглощения.

Задачей настоящего изобретения является сокращение затрат материалов и времени, следовательно, снижение стоимости вскрытия и изоляции зон поглощения.

Поставленная задача решается описываемым способом, включающим определение интервала поглощения, а также таких характеристик, как интенсивность поглощений, наличие в этих интервалах провалов бурильного инструмента, изменений механической скорости бурения, по материалам бурения и геофизических исследований в соседних пробуренных скважинах, определение пластового давления поглощающего пласта и вскрытие его бурением с использованием глинистого раствора, обработанного наполнителем.

Новым является то, что вскрытие интервала поглощения с частичным поглощением начинают с использованием глинистого раствора вязкостью 35-40 с и с плотностью, обеспечивающей превышение давление столба бурового раствора над пластовым на 0,3-0,4 МПа, с содержанием волокнистых наполнителей 8-10% от объема бурового раствора, с компоновкой низа бурильной колонны утяжеленной бурильной трубой длиной 75-100 м с диаметром 165-178 мм и с долотом без насадки, промывку забоя скважины указанным буровым раствором осуществляют производительностью не более 14-15 л/сек, при потере циркуляции бурового раствора содержание волокнистого наполнителя в нем увеличивают до 25-35%, а промывку забоя при дальнейшем углублении осуществляют с производительностью насоса 3-4 л/сек до восстановления циркуляции, причем перед приготовлением глинистого раствора пластовое давление поглощающего пласта определяют по следующей формуле (6):

где Р_пл - пластовое давление, МПа;

Н₃ - глубина зоны поглощения по вертикали, м;

А_альт - альтитуда устья скважины, м.

После полной проходки интервала поглощения зону поглощения закрепляют закачкой цементного раствора.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Сначала по пробуренным соседним скважинам разрабатываемого нефтяного месторождения определяют интервалы залегания катастрофического поглощения, сопровождаемые провалами, заклиниваниями, прихватами бурильного инструмента, по данным гидродинамических исследований определяют интенсивность поглощения (приемистость), а также по результатам бокового каротажа (Б_к) и радиоактивного каротажа (Р_к) приближенно оценивают раскрытие поглощающих каналов и другие характеристики, статический уровень, удельный вес бурового раствора и т.д. Перед началом работ производят изоляцию цементированием всех вскрытых бурением зон обвалов и зон поглощений.

Вскрытие катастрофически поглощающего пласта начинают следующим образом.

Перед спуском инструмента в скважину низ бурильной колонны компонуют утяжеленной бурильной трубой длиной примерно 75-100 м с диаметром ⊘165-178 мм, а у долота убирают насадки, чтобы обеспечить необходимую промывку забоя буровым раствором с большим содержанием наполнителя.

Глинистый буровой раствор приготавливают с вязкостью 35-40 с по СПВ-5, предварительно определив пластовое давление вскрываемой зоны поглощения по формуле [1]:

При этом плотность бурового раствора выбирают из расчета, чтобы она обеспечивала превышение давления столба бурового раствора над пластовым на 0,3-0,4 МПа с содержанием волокнистых наполнителей до 8-10%. Промывку забоя указанным буровым раствором осуществляют одним буровым насосом производительностью не более 15 л/с. С целью предотвращения прихвата бурильного инструмента углубление скважины в осложненном интервале производят с многократными проработками. Для этого после вскрытия 3-5 м зоны поглощения бурильный инструмент приподнимают. Если при этом наблюдаются затяжки, вскрытый интервал многократно прорабатывают до ликвидации затяжек и заклинивания бурильного инструмента. Только после этого скважину углубляют вновь на 3-5 м с последующей проверкой наличия затяжек и проработок вскрытого интервала.

После начала катастрофического поглощения бурового раствора в поглощающий пласт содержание волокнистого наполнителя в буровом растворе увеличивают до 25-35%, а промывку забоя при дальнейшем углублении осуществляют с меньшей производительностью насоса не более 4 л/с до восстановления циркуляции. Таким образом, способ позволяет изолировать зону поглощения в процессе ее вскрытия, при котором совмещается углубление скважины бурением и изоляция катастрофического поглощения при этом. После полной проходки интервала поглощения его крепят закачиванием цементного раствора с последующим разбуриванием образованного там цементного моста для дальнейшей проходки, при котором производительность насоса увеличивают до 15 л/с.

Пример конкретного осуществления способа.

Способ был испытан в промысловых условиях на Ромашкинском месторождении нефти на нескольких скважинах ОАО «Татнефть».

По анализу пробуренных соседних скважин установлено, что наличие катастрофической зоны поглощения в Нижнефоминском подъярусе (на примере одной скважины).

Альтитуда устья скважины - 250 м.

Глубина зоны с частичным поглощением - 1445 м.

Глубина катастрофической зоны поглощения - 1450 м.

Интервал катастрофического поглощения - 1450-1500 м.

Провал инструмента - 1463 м.

Приемистость поглощающего пласта при отсутствии избыточного давления - 60 м³/час.

Определяли пластовое давление поглощающего пласта Р_пл с использованием формулы [1]:

Согласно заявляемому способу давление столба бурового раствора Р_ст.б.р. при вскрытии зоны поглощения не должно превышать пластовое давление на 0,4 МПа. Из этого условия определяли давление столба бурового раствора.

При этом плотность используемого глинистого раствора составила 1050,3 кг/м³.

Перед спуском в скважину бурового инструмента низ бурильной колонны скомпоновали утяжеленной бурильной трубой длиной 84 м с диаметром 178 мм. С целью обеспечения необходимого расхода бурового раствора и его проходимости с повышенным содержанием наполнителя долото спустили без насадок. При вскрытии пласта с частичным поглощением в буровой раствор вводили кордное волокно в объеме 8%. Промывку забоя упомянутым буровым раствором осуществляли одним буровым насосом производительностью 15 л/с.

На глубине 1463 м произошел провал бурильного инструмента с потерей циркуляции бурового раствора, после этого содержание кордного волокна доводили до 35% и, промывая забой с производительностью бурового насоса 4 л/с, продолжили углубление забоя бурением. Через каждые 4 метра проходки проверяли наличие затяжки, многократными проработками его устраняли. При глубине забоя 1492 м циркуляция восстановилась. Скважину углубляли до 1510 метров, в пройденный интервал через открытый конец бурильной колонны закачали цементный раствор из 5 тонн цемента с добавлением в него 5% CaCl₂ - хлористого кальция для ускорения схватывания цемента. Далее бурильную колонну подняли на 200 м, и закрыв превентор, цементный раствор в объеме 1 м³ задавили в зону поглощения. Давление задавки составило 35 атмосфер. После разбуривания цементного моста в интервале 1440-1495 м поглощение не наблюдалось.

Технико-экономическое преимущество изобретения складывается из следующего.

Совмещается углубление забоя и изоляция зоны поглощения, в результате значительно сокращаются материальные затраты и время ликвидации катастрофических поглощений бурового раствора, при этом исключаются дополнительные спуско-подъемные операции, а также использование дорогостоящих технических средств. Таким образом, способ позволяет резко снизить стоимость вскрытия бурением интервала поглощающих пластов.

Широкое использование изобретения позволит получить ощутимый экономический эффект на буровых предприятиях при бурении скважин.

Источники информации.

1. Патент Р.Ф. №2042781, Е 21 В 33/13, БИ №24, 1995 г.

2. Справочник инженера по бурению, т. 2, под редакцией В.И.Мищевича и Н.А.Сидорова. М.: Недра, 1973 г., стр. 86-96, 103-104 (прототип).

3. А.С. №1712581, Е 21 В 29/10.

4. Патент Р.Ф. №1782079, Е 21 В 29/10, 33/13, БИ №2, 1995 г.

5. Статья Г.С.Абдрахманова и др. Изоляция зон поглощения стальными трубами без уменьшения диаметра скважины, журнал «Нефтяное хозяйство» №4, 1982 г., стр. 26-27.

6. Журнал «Нефтяное хозяйство», №3, 2003 г., стр.35, статья «Исследования при разработке технологии вскрытия кыновского горизонта под большим зенитным углом».

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к технологии вскрытия бурением пласта с интенсивным и катастрофическим поглощением бурового раствора. Способ включает определение интервала поглощения, а также таких характеристик, как интенсивность поглощений, наличие в этих интервалах провалов бурильного инструмента, изменений механической скорости бурения по материалам бурения и геофизических исследований в соседних пробуренных скважинах. Определяют пластовое давление поглощающего пласта и вскрывают его бурением с использованием глинистого раствора, обработанного наполнителем. Перед приготовлением глинистого раствора пластовое давление поглощающего пласта определяют по математической зависимости. Вскрытие интервала поглощения с частичным поглощением начинают с использованием глинистого раствора вязкостью 35-40 с и с плотностью, обеспечивающей превышение давления столба бурового раствора над пластовым на 0,3÷0,4 МПа, с содержанием волокнистых наполнителей 8-10% от объема бурового раствора, с компоновкой низа бурильной колонны утяжеленной бурильной трубой длиной 75÷100 метров с диаметром 0165÷178 мм и с долотом без насадки. Промывку забоя скважины указанным буровым раствором осуществляют производительностью не более 14-15 л/с, при потере циркуляции бурового раствора содержание волокнистого наполнителя в нем увеличивают до 25÷35%, а промывку забоя при углублении осуществляют с производительностью насоса 3-4 л/с до восстановления циркуляции. После полной проходки интервала поглощения зону поглощения закрепляют закачкой цементного раствора. Способ позволяет изолировать зону с катастрофическим поглощением в процессе вскрытия ее бурением, что обеспечивает значительное сокращение стоимости вскрытия бурением интервала поглощающих пластов. 2 з.п. ф-лы.

1. Способ вскрытия бурением катастрофически поглощающего пласта, включающий определение интервала поглощения, а также таких характеристик как интенсивность поглощений, наличие в этих интервалах провалов бурильного инструмента, изменений механической скорости бурения по материалам бурения и геофизических исследований в соседних пробуренных скважинах, определение пластового давления поглощающего пласта и вскрытие его бурением с использованием глинистого раствора, обработанного наполнителем, отличающийся тем, что вскрытие интервала поглощения с частичным поглощением начинают с использованием глинистого раствора вязкостью 35-40 с. и с плотностью, обеспечивающей превышение давления столба бурового раствора над пластовым на 0,3÷0,4 МПа, с содержанием волокнистых наполнителей 8-10% от объема бурового раствора, с компоновкой низа бурильной колонны утяжеленной бурильной трубой длиной 75÷100 м, диаметром ⊘165÷178 мм и с долотом без насадки, промывку забоя скважины указанным буровым раствором осуществляют производительностью не более 14-15 л/с, при потере циркуляции бурового раствора содержание волокнистого наполнителя в нем увеличивают до 25÷35%, а промывку забоя при дальнейшем углублении осуществляют с производительностью насоса 3-4 л/с до восстановления циркуляции.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед приготовлением глинистого раствора пластовое давление поглощающего пласта определяют по следующей формуле:

где Р_пл - пластовое давление, МПа;

Н_з - глубина зоны поглощения по вертикали, м;

А_альт - альтитуда устья скважины, м.