СПОСОБ БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ Российский патент 2015 года по МПК E21B21/00 E21B7/00 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при бурении скважины.

Известен способ бурения скважины, включающий вращение и осевую подачу компоновки с долотом и подачу промывочной жидкости из внутренней полости компоновки через долото на забой, при этом в зоне поглощения промывочной жидкости часть потока промывочной жидкости из внутренней полости компоновки направляют в затрубное пространство над долотом (Патент РФ №2024723, кл. Е21В 21/00, опубл. 15.12.94).

К недостаткам этого способа относится ненадежность работы в зонах поглощения промывочной жидкости, особенно интенсивного ухода промывочной жидкости, т.к. вдавливаемая в проницаемые стенки скважины фильтрационная корка не приводит к закупориванию раскрытых каналов поглощающих пород.

Известен способ бурения скважины, включающий вращение и осевую подачу компоновки с долотом и подачу промывочной жидкости через внутреннюю полость компоновки на забой, при этом в зоне поглощения промывочной жидкости подают весь поток промывочной жидкости в затрубное кольцевое пространство над долотом (Патент РФ №2024729, кл. Е21В 21/00, опубл. 15.12.94).

К недостаткам известного способа относится техническая сложность практической реализации из-за высокой вероятности прихвата долота в шламовом “стакане”, который его полностью перекрывает.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ вскрытия пластов, включающий вращение и осевую подачу компоновки с долотом и подачу промывочной жидкости через внутреннюю полость компоновки на забой, в зоне продуктивного пласта подачу всего потока промывочной жидкости в затрубное пространство скважины. Вскрытие с подачей промывочной жидкости через внутреннюю полость компоновки на забой ведут до кровли продуктивных пластов, не вскрывая их, спускают и цементируют обсадную колонну с клиновым посадочным кольцом в башмачной части, продолжают вскрытие с подачей промывочной жидкости через внутреннюю полость компоновки на забой до продуктивного пласта, при вскрытии продуктивного пласта разобщают затрубное пространство скважины выше продуктивного пласта, подачу всего потока промывочной жидкости ведут через внутреннюю полость компоновки в затрубное пространство скважины выше места разобщения, одновременно создают в затрубном пространстве ниже места разобщения пониженное давление и депрессию на продуктивный пласт и эжектируют жидкость со шламом с забоя через внутреннюю полость компоновки в затрубное пространство выше места разобщения, перемешивают с промывочной жидкостью и направляют к устью скважины. Для бурения используют компоновку, включающую переводник бурильной колонны и долота. В боковой поверхности переводника установлена разрушаемая мембрана, а ниже нее - седло и запорный элемент с центральными отверстиями (патент РФ №2279535, кл. Е21В 21/00, Е21В 10/18, опубл. 10.07.2006 - прототип).

При бурении в зоне с поглощением промывочной жидкости запорный элемент забрасывают в бурильную колонну. Повышением давления разрушают мембрану и часть потока направляют через боковое отверстие переводника. На забое происходит накапливание шлама и образование густой смеси шлама и раствора. Калибрующие элементы долота вдавливают твердые частицы шлама и смеси в стенку скважины. Происходит закупоривание пор пласта, предотвращающее поглощение промывочной жидкости.

Недостатком известного способа является ненадежность работы в зонах поглощения промывочной жидкости, особенно интенсивного ухода промывочной жидкости, т.к. вдавливаемая в проницаемые стенки скважины фильтрационная корка не приводит к закупориванию раскрытых каналов поглощающих пород.

В изобретении решается задача повышения эффективности изоляции зон поглощения промывочной жидкости при бурении скважины.

Задача решается тем, что в способе бурения скважины, включающем вращение и осевую подачу компоновки с долотом и подачу промывочной жидкости через внутреннюю полость компоновки на забой, в зоне поглощения промывочной жидкости перевод подачи жидкости в затрубное пространство над долотом, согласно изобретению при переводе подачи жидкости в зоне поглощения в качестве жидкости подают изолирующий состав при давлении 2-6 МПа, расходе 8-12 л/с в объеме 10-30 м³, выше объема закачки размещают буровой раствор, поднимают компоновку в зону бурового раствора, создают давление до 3 МПа в затрубном пространстве, продавливают изолирующий состав в зону поглощения в объеме изолирующего состава, проводят технологическую выдержку на схватывание и твердение изолирующего состава, деактивируют переводник, восстанавливают циркуляцию и определяют приемистость, при приемистости не более 2 м³/час восстанавливают процесс бурения.

Сущность изобретения

При бурении скважины особую сложность вызывают зоны ухода промывочной жидкости. Несмотря на имеющиеся разработки, проблема проводки скважины через зоны полного или частичного ухода промывочной жидкости остается не решенной. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности изоляции зон поглощения промывочной жидкости при бурении скважины. Задача решается следующим образом.

При бурении скважины проводят вращение и осевую подачу компоновки с долотом и подачу промывочной жидкости через внутреннюю полость компоновки на забой. В зоне поглощения промывочной жидкости активизируют переводник, расположенный над забойным двигателем. Переводят подачу жидкости от долота в затрубное пространство над забойным двигателем. В качестве жидкости с устья скважины по бурильным трубам подают изолирующий состав при давлении 2-6 МПа, расходе 8-12 л/с в объеме 10-30 м³. Подобранный режим подачи изолирующего состава является оптимальным с точки зрения заполнения зоны поглощения и предотвращения полного ухода состава в зону поглощения. Выше объема закачки размещают буровой раствор. Поднимают компоновку в зону бурового раствора для исключения прихватывания компоновки твердеющим изолирующим составом. Создают давление до 3 МПа в затрубном пространстве и продавливают изолирующий состав в зону поглощения в объеме изолирующего состава. Давление до 3 МПа позволяет задавить изолирующий состав в зону поглощения на достаточную для изоляции глубину без полного ухода состава в зону поглощения. Проводят технологическую выдержку на схватывание и твердение изолирующего состава. Деактивируют переводник и восстанавливают циркуляцию промывочной жидкости по бурильным трубам через долото. Определяют приемистость скважины. При приемистости не более 2 м³/час считают зону поглощения заизолированной. Восстанавливают процесс бурения и добуривают скважину до проектной отметки.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Бурят скважину с применением компоновки с забойным двигателем, долотом и переводником, установленным над забойным двигателем. Проводят вращение и осевую подачу компоновки с долотом и подачу промывочной жидкости через внутреннюю полость компоновки на забой. В зоне поглощения промывочной жидкости на глубине 1530 м активизируют переводник, расположенный над долотом. Переводят подачу жидкости от долота в затрубное пространство над забойным двигателем. В качестве жидкости с устья скважины по бурильным трубам подают изолирующий состав, включающий наполнитель в виде резиновой крошки - 0,07 т, биополимер - 0,03 т, известь - 0,1 т, при давлении 2 МПа, расходе 8 л/с в объеме 10 м³. Выше объема закачки размещают глинистый буровой раствор плотностью 1,65 г/см³. Поднимают компоновку в зону бурового раствора. Создают давление 2 МПа в затрубном пространстве и продавливают изолирующий состав в зону поглощения в объеме изолирующего состава. Проводят технологическую выдержку на схватывание и твердение изолирующего состава в течение 2 часов. Деактивируют переводник и восстанавливают циркуляцию промывочной жидкости по бурильным трубам через долото. Определяют приемистость скважины. Приемистость равна 2 м³/час. Считают зону поглощения заизолированной. Восстанавливают процесс бурения и добуривают скважину до проектной отметки.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. В зоне поглощения промывочной жидкости на глубине 1532 м активизируют переводник, расположенный над долотом. Переводят подачу жидкости от долота в затрубное пространство над забойным двигателем через переводник путем его активации. В качестве жидкости с устья скважины по бурильным трубам подают изолирующий состав, включающий глинистый раствор плотностью 1,3 г/см³, содержащий волокнистый наполнитель в виде - кордового волокна из расчета 2,0 м³ на 10 м³ раствора, при давлении 6 МПа, расходе 12 л/с в объеме 30 м³. Выше объема закачки размещают глинистый буровой раствор плотностью 1,6 г/см³. Поднимают компоновку в зону бурового раствора. Создают давление 3 МПа в затрубном пространстве и продавливают изолирующий состав в зону поглощения в объеме изолирующего состава. Проводят технологическую выдержку на схватывание и твердение изолирующего состава в течение 2 часов. Деактивируют переводник и восстанавливают циркуляцию промывочной жидкости по бурильным трубам через долото. Определяют приемистость скважины. Приемистость равна 1 м³/час. Считают зону поглощения заизолированной. Восстанавливают процесс бурения и добуривают скважину до проектной отметки.

Пример 3. Выполняют, как пример 1. В зоне поглощения промывочной жидкости на глубине 1531 м активизируют переводник, расположенный над долотом. Переводят подачу жидкости от долота в затрубное пространство над забойным двигателем через переводник путем его активации. В качестве жидкости с устья скважины по бурильным трубам подают изолирующий состав, включающий глинистый раствор плотностью 1,4 г/см³, содержащий резиновую крошку из расчета 3,0 м³ на 10 м³ раствора, при давлении 4 МПа, расходе 10 л/с в объеме 20 м³. Выше объема закачки размещают глинистый буровой раствор плотностью 1,5 г/см³. Поднимают компоновку в зону бурового раствора. Создают давление 2,5 МПа в затрубном пространстве и продавливают изолирующий состав в зону поглощения в объеме изолирующего состава. Проводят технологическую выдержку на схватывание и твердение изолирующего состава в течение 2 часов. Деактивируют переводник и восстанавливают циркуляцию промывочной жидкости по бурильным трубам через долото. Определяют приемистость скважины. Приемистость равна 0. Считают зону поглощения заизолированной. Восстанавливают процесс бурения и добуривают скважину до проектной отметки.

В результате удается полностью заизолировать зону поглощения без применения спускоподъемных операций по замене бурильной компоновки на промывочную.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности изоляции зон поглощения промывочной жидкости при бурении скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при бурении скважины. Способ включает вращение и осевую подачу компоновки с долотом и подачу промывочной жидкости через внутреннюю полость компоновки на забой, в зоне поглощения промывочной жидкости перевод подачи жидкости в затрубное пространство над забойным двигателем через переводник путем его активации. При переводе подачи жидкости в зоне поглощения в качестве жидкости подают изолирующий состав при давлении 2-6 МПа, расходе 8-12 л/с в объеме 10-30 м³, выше объема закачки размещают буровой раствор, поднимают компоновку в зону бурового раствора, создают давление до 3 МПа в затрубном пространстве, продавливают изолирующий состав в зону поглощения в объеме изолирующего состава, проводят технологическую выдержку на схватывание и твердение изолирующего состава, деактивируют переводник, восстанавливают циркуляцию и определяют приемистость. При приемистости не более 2 м³/час восстанавливают процесс бурения. Повышается эффективность изоляции зон поглощения промывочной жидкости при бурении скважины.

Способ бурения скважины, включающий вращение и осевую подачу компоновки с долотом и подачу промывочной жидкости через внутреннюю полость компоновки на забой, в зоне поглощения промывочной жидкости перевод подачи жидкости в затрубное пространство над забойным двигателем через переводник путем его активации, отличающийся тем, что при переводе подачи жидкости в зоне поглощения в качестве жидкости подают изолирующий состав при давлении 2-6 МПа, расходе 8-12 л/с в объеме 10-30 м³, выше объема закачки размещают буровой раствор, поднимают компоновку в зону бурового раствора, создают давление до 3 МПа в затрубном пространстве, продавливают изолирующий состав в зону поглощения в объеме изолирующего состава, проводят технологическую выдержку на схватывание и твердение изолирующего состава, деактивируют переводник, восстанавливают циркуляцию и определяют приемистость, при приемистости не более 2 м³/час восстанавливают процесс бурения.