Способ бурения скважины Российский патент 2017 года по МПК E21B21/00 E21B7/00 

Изобретение относится к строительству скважин и может найти применение при бурении скважины через зоны поглощения промывочной жидкости.

Известен 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. 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 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 углублении осуществляют с производительностью насоса 3-4 л/с до восстановления циркуляции. После полной проходки интервала поглощения зону поглощения закрепляют закачкой цементного раствора (патент РФ №2259460, кл. Е21В 21/00, Е21В 33/138, опубл. 27.08.2005).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ бурения скважины, при котором выполняют вращение и осевую подачу компоновки с долотом и подачу промывочной жидкости через внутреннюю полость компоновки на забой, спуск и цементирование обсадной колонны. Скважину бурят, не доходя до продуктивного пласта на 5-40 м, спускают бурильные трубы с пакером на конце. Пакер размещают над нижним интервалом зоны поглощения. По колонне труб закачивают в зону поглощения глинистый раствор плотностью 1080-1350 г/см³, содержащий волокнистый наполнитель или резиновую крошку из расчета 0,5-3,0 м³ на 10 м³ раствора при производительности насоса не более 15 м³/час до создания давления на устье скважины 2,8-3,2 МПа. Прекращают закачку. Определяют приемистость скважины. При приемистости, отличающейся от нулевой, продолжают закачку раствора, добиваются нулевой приемистости. Последовательно поднимают колонну бурильных труб с пакером в каждый интервал зоны поглощения и повторяют операции. В последнем верхнем интервале поднимают из скважины колонну бурильных труб с пакером и спускают со скоростью 0,5-1,0 м/с колонну бурильных труб с долотом на конце. Через каждые 300-400 м спуска промывают скважину буровым раствором и постепенно заменяют его. Поднимают колонну бурильных труб с долотом из скважины. Спускают бурильную компоновку и добуривают скважину до проектной отметки (Патент РФ №2478769, кл. Е21В 21/00, Е21В 7/00, опубл. 10.04.2013 - прототип).

Общим недостатком известных способов является сложность изоляции широкого интервала поглощения в скважине.

В предложенном изобретении решается задача изоляции широкого интервала поглощения в скважине.

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, бурение, не доходя до продуктивного пласта, спуск колонны труб с пакером на конце, размещение пакера над нижним интервалом зоны поглощения, закачку по колонне труб в зону поглощения глинистого раствора, содержащего волокнистый наполнитель или резиновую крошку, прекращение закачки, определение приемистости скважины, последовательный подъем колонны бурильных труб с пакером выше каждого интервала зоны поглощения и повторение операций, спуск бурильной компоновки и добуривание скважины до проектной отметки, спуск и цементирование обсадной колонны, согласно изобретению, при спуске колонны труб с пакером при появлении посадок до 3 т останавливают спуск, производят промывку скважины без расхаживания колонны труб с расходом до 15 л/с в течение 1,5 цикла, продолжают спуск, перед каждой закачкой по колонне труб в зону поглощения перед каждой пакеровкой пакера производят промывку скважины в течение 1,0-1,5 цикла естественной водной суспензией, пакеровку проводят в среде естественной водной суспензии, после пакеровки проводят исследование скважины закачкой технической воды не менее, чем на двух режимах, увеличивают давление нагнетания при каждом последующем режиме, поддерживают постоянным давление нагнетания, фиксируют давление нагнетания и объем закачки для каждого режима, вычисляют коэффициент приемистости скважины как частное от деления разности объемов закаченной жидкости на последующем и предыдущем режимах к разности давлений закачки жидкости на последующем и предыдущем режимах, при коэффициенте приемистости до 0,4 изоляционные работы не проводят, при коэффициенте приемистости от 0,4 до 1,0 производят закачку бурового раствора с опилками или резиновой крошкой, при коэффициенте приемистости от 1,0 до 1,5 производят закачку бурового раствора с опилками и/или кордным волокном, при коэффициенте приемистости от 1,5 до 2,0 производят закачку бурового раствора с кордным волокном и улюком, при коэффициенте приемистости от 2,0 до 2,5 производят закачку бурового раствора с улюком с последующей закачкой бурового раствора с кордным волокном, закачку бурового раствора с добавками производят до давления прекращения поглощения, а перед спуском бурильной компоновки и добуривании скважины скважину заполняют буровым раствором с плотностью 1,35 г/см³, условной вязкостью 25-60 с, фильтрацией 1-2 см³/30 мин, рН=8-9, содержащим нефть до 10%, проводят промывку в течение 1,5 циклов и поднимают бурильный инструмент с доливом скважины через каждые 250-300 м подъема.

Сущность изобретения

Бурение скважин осложняется наличием зон поглощения, изоляция которых представляет значительные трудности. Существующие способы или не решают проблему изоляции или решают лишь частично. В предложенном способе решается задача изоляции зон поглощения в скважине. 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. Бурят скважину, не доходя до продуктивного пласта. Спускают колонну труб с пакером на конце. При спуске колонны труб с пакером при появлении посадок до 3 т останавливают спуск, производят промывку скважины без расхаживания колонны труб с расходом до 15 л/с в течение 1,5 цикла, продолжают спуск, перед каждой закачкой по колонне труб в зону поглощения перед каждой пакеровкой пакера производят промывку скважины в течение 1,0-1,5 цикла естественной водной суспензией, пакеровку проводят в среде естественной водной суспензии. Размещают пакер над нижним интервалом зоны поглощения.

После запакеровки на заданной глубине производят исследование подпакерного пространства путем нагнетания технической воды не менее, чем на 2 режимах при помощи цементировочного агрегата или бурового насоса в установившемся режиме (при постоянном давлении). Для этого закачивают 2-5 м² технической воды до установления давления по манометру, после чего приступают к нагнетанию воды с постоянной производительностью, поддерживают постоянным давление нагнетания. Фиксируют давление нагнетания Р и объем закачки V для каждого режима. Исследования начинают с минимального давления Р₁ и производительности Q₁ с последующим увеличением Р₂ и Q₂, т.е. увеличивают давление нагнетания при каждом последующем режиме. Вычисляют коэффициент приемистости скважины С подпакерного и затрубного пространства как частное от деления разности объемов закаченной жидкости на последующем и предыдущем режимах к разности давлений закачки жидкости на последующем и предыдущем режимах:

В формуле 1 С - коэффициент приемистости скважины, P₁ - давление заачки на 1 режиме, Q₁ - производительность закачки на 1 режиме, Р₂ - давление заачки на 2 режиме, Q₂ - производительность закачки на 2 режиме.

При коэффициенте приемистости до 0, 4 изоляционные работы не проводят. При коэффициенте приемистости от 0,4 до 1,0 производят закачку бурового раствора с опилками или резиновой крошкой. При коэффициенте приемистости от 1,0 до 1,5 производят закачку бурового раствора с опилками и/или кордным волокном. При коэффициенте приемистости от 1,5 до 2,0 производят закачку бурового раствора с кордным волокном и улюком. При коэффициенте приемистости от 2,0 до 2,5 производят закачку бурового раствора с улюком с последующей закачкой бурового раствора с кордным волокном. Закачку бурового раствора с наполнителями производят до давления прекращения поглощения. Прекращают закачку. Определяют приемистость скважины. Выполняют последовательный подъем колонны бурильных труб с пакером выше каждого интервала зоны поглощения и повторение операций. Заполняют скважину буровым раствором без наполнителей с плотностью 1,35 г/см³, условной вязкостью 25-60 с, фильтрацией 1-2 см³/30 мин, рН=8-9, содержащим нефть до 10%. Проводят промывку в течение 1,5 циклов и поднимают бурильный инструмент с доливом скважины через каждые 250-300 м подъема. Спускают бурильную компоновку и добуривают скважину до проектной отметки. Спускают и цементируют обсадную колонну.

Древесные опилки вводят в буровой раствор в количестве 2-3 м³ на 10 м³ раствора, кордное волокно в количестве 1,2 м³ на 10 м³ раствора, улюк в количестве 30-50 кг на 10 м³ раствора.

Пример конкретного выполнения

Бурят скважину глубиной 2002 м.

Исходные данные:

Продуктивный горизонт - пашийский.

Глубина спуска эксплуатационной колонны - 2002 м.

Глубина перехода на UNI-DRILL - 1840 м.

Альтитуда ротора - 286 м.

Направление диаметром 426 мм спущено на глубину 20 м и зацементировано до устья.

Кондуктор диаметром 244,5 мм спущен на глубину 281 м и зацементирован до устья.

Диаметр скважины 215,9 мм, Vпм=40 л/м, (4 м³/100 м).

Скважина заполнена естественной водной суспензией.

Бурильные трубы ТБПН 127×9,2, Vпм=9,3 л/м⋅см.

При бурении скважины проводят вращение и осевую подачу компоновки с долотом и подачу промывочной жидкости через внутреннюю полость компоновки на забой. Бурят скважину, не доходя до продуктивного пласта 50 м. Спускают колонну бурильных труб с пакером на конце. При спуске колонны труб с пакером при появлении посадок до 3 т останавливают спуск, производят промывку скважины без расхаживания колонны труб с расходом до 14-15 л/с в течение 1,5 цикла, продолжают спуск.

Размещают пакер над нижним интервалом зоны поглощения на глубине 1540 м. Интервал зоны поглощения составляет 20 м. По колонне труб в зону поглощения производят промывку скважины в течение 1,5 цикла естественной водной суспензией. Пакеровку проводят в среде естественной водной суспензии. После пакеровки проводят исследование скважины закачкой технической воды на двух режимах. Увеличивают давление нагнетания при каждом последующем режиме. Поддерживают постоянным давление нагнетания. Фиксируют давление нагнетания и объем закачки для каждого режима. Вычисляют коэффициент приемистости скважины по формуле (1).

При коэффициенте приемистости до 0,4 изоляционные работы не проводят.

Срывают пакер и поднимают колонну труб с размещением пакера на глубине 1340 м. Интервал зоны поглощения составляет 1378-1552 м. По колонне труб в зону поглощения производят промывку скважины в течение 1,0 цикла естественной водной суспензией. Пакеровку проводят в среде естественной водной суспензии. После пакеровки проводят исследование скважины закачкой технической воды на двух режимах. Увеличивают давление нагнетания при каждом последующем режиме. Поддерживают постоянным давление нагнетания. Фиксируют давление нагнетания и объем закачки для каждого режима. Вычисляют коэффициент приемистости скважины по формуле (1).

Производят закачку бурового раствора с опилками. Древесные опилки вводят в буровой раствор в количестве 2,5 м³ на 10 м³ раствора. После прекращения поглощения останавливают закачку.

Срывают пакер и поднимают колонну труб с размещением пакера на глубине 1140 м. Интервал зоны поглощения составляет 32 м. По колонне труб в зону поглощения производят промывку скважины в течение 1,5 цикла естественной водной суспензией. Пакеровку проводят в среде естественной водной суспензии. После пакеровки проводят исследование скважины закачкой технической воды на двух режимах. Увеличивают давление нагнетания при каждом последующем режиме. Поддерживают постоянным давление нагнетания. Фиксируют давление нагнетания и объем закачки для каждого режима. Вычисляют коэффициент приемистости скважины по формуле (1).

Производят закачку бурового раствора с кордным волокном. Кордное волокно в количестве 1,2 м³ на 10 м³ раствора. После прекращения поглощения останавливают закачку.

Срывают пакер и поднимают колонну труб с размещением пакера на глубине 840 м. Интервал зоны поглощения составляет 90 м. По колонне труб в зону поглощения производят промывку скважины в течение 1,2 цикла естественной водной суспензией. Пакеровку проводят в среде естественной водной суспензии. После пакеровки проводят исследование скважины закачкой технической воды на двух режимах. Увеличивают давление нагнетания при каждом последующем режиме. Поддерживают постоянным давление нагнетания. Фиксируют давление нагнетания и объем закачки для каждого режима. Вычисляют коэффициент приемистости скважины по формуле (1).

Производят закачку бурового раствора с кордным волокном и улюком. Кордное волокно вводят в буровой раствор в количестве 1,2 м³ на 10 м³ раствора, улюк в количестве 30-50 кг на 10 м³ раствора. После прекращения поглощения останавливают закачку.

Срывают пакер и поднимают колонну труб с размещением пакера на глубине 300 м. Интервал зоны поглощения составляет 231-393 м (на глубину 281 м спущен кондуктор). По колонне труб в зону поглощения производят промывку скважины в течение 1,0 цикла естественной водной суспензией. Пакеровку проводят в среде естественной водной суспензии. После пакеровки проводят исследование скважины закачкой технической воды на двух режимах. Увеличивают давление нагнетания при каждом последующем режиме. Поддерживают постоянным давление нагнетания. Фиксируют давление нагнетания и объем закачки для каждого режима. Вычисляют коэффициент приемистости скважины по формуле (1).

Производят закачку бурового раствора с улюком с последующей закачкой бурового раствора с кордным волокном. Кордное волокно вводят в буровой раствор в количестве 1,2 м³ на 10 м³ раствора, улюк в количестве 30-50 кг на 10 м³ раствора.

Закачку бурового раствора с наполнителями производят до давления прекращения поглощения. Прекращают закачку. Определяют приемистость скважины. Приемистость скважины равна 0.

Заполняют скважину буровым раствором без наполнителей с плотностью 1,35 г/см³, условной вязкостью 25-60 с, фильтрацией 1-2 см³/30 мин, рН=8-9, содержащим нефть до 10%. Проводят промывку в течение 1,5 циклов и поднимают бурильный инструмент с доливом скважины через каждые 250-300 м подъема.

Спускают бурильную компоновку и добуривают скважину до проектной отметки. Спускают и цементируют обсадную колонну.

В результате удается надежно изолировать множественные зоны поглощения скважины.

Применение предложенного способа позволит решить задачу изоляции широкого интервала поглощения в скважине.

Изобретение относится к строительству скважин и может найти применение при бурении скважины через зоны поглощения промывочной жидкости. При осуществлении способа спускают колонну труб с пакером, размещают пакер над нижним интервалом зоны поглощения. При спуске колонны труб с пакером при появлении посадок до 3 т останавливают спуск, производят промывку скважины без расхаживания колонны труб с расходом до 15 л/с в течение 1,5 цикла, продолжают спуск. Перед каждой закачкой по колонне труб в зону поглощения перед каждой пакеровкой пакера производят промывку скважины в течение 1,0-1,5 цикла естественной водной суспензией. Пакеровку проводят в среде естественной водной суспензии, после пакеровки проводят исследование скважины закачкой технической воды не менее чем на двух режимах, увеличивают давление нагнетания при каждом последующем режиме, поддерживают постоянным давление нагнетания, фиксируют давление нагнетания и объем закачки для каждого режима, вычисляют коэффициент приемистости скважины как частное от деления разности объемов закаченной жидкости на последующем и предыдущем режимах к разности давлений закачки жидкости на последующем и предыдущем режимах. При коэффициенте приемистости до 0,4 изоляционные работы не проводят. При коэффициенте приемистости от 0,4 до 1,0 производят закачку бурового раствора с опилками или резиновой крошкой, при коэффициенте приемистости от 1,0 до 1,5 производят закачку бурового раствора с опилками и/или кордным волокном, при коэффициенте приемистости от 1,5 до 2,0 производят закачку бурового раствора с кордным волокном и улюком, при коэффициенте приемистости от 2,0 до 2,5 производят закачку бурового раствора с улюком с последующей закачкой бурового раствора с кордным волокном, закачку производят до давления прекращения поглощения, а перед спуском бурильной компоновки и добуривании скважины скважину заполняют буровым раствором с плотностью 1,35 г/см³, условной вязкостью 25-60 с, фильтрацией 1-2 см³/30 мин, рН=8-9, содержащим нефть до 10%, проводят промывку в течение 1,5 циклов и поднимают бурильный инструмент с доливом скважины через каждые 250-300 м подъема. Расширяется интервал изоляции поглощения в скважине.

Способ бурения скважины, включающий вращение и осевую подачу компоновки с долотом и подачу промывочной жидкости через внутреннюю полость компоновки на забой, бурение, не доходя до продуктивного пласта, спуск колонны труб с пакером на конце, размещение пакера над нижним интервалом зоны поглощения, закачку по колонне труб в зону поглощения глинистого раствора, содержащего волокнистый наполнитель или резиновую крошку, прекращение закачки, определение приемистости скважины, последовательный подъем колонны бурильных труб с пакером выше каждого интервала зоны поглощения и повторение операций, спуск бурильной компоновки и добуривание скважины до проектной отметки, спуск и цементирование обсадной колонны, отличающийся тем, что при спуске колонны труб с пакером при появлении посадок до 3 т останавливают спуск, производят промывку скважины без расхаживания колонны труб с расходом до 15 л/с в течение 1,5 цикла, продолжают спуск, перед каждой закачкой по колонне труб в зону поглощения перед каждой пакеровкой пакера производят промывку скважины в течение 1,0-1,5 цикла естественной водной суспензией, пакеровку проводят в среде естественной водной суспензии, после пакеровки проводят исследование скважины закачкой технической воды не менее чем на двух режимах, увеличивают давление нагнетания при каждом последующем режиме, поддерживают постоянным давление нагнетания, фиксируют давление нагнетания и объем закачки для каждого режима, вычисляют коэффициент приемистости скважины как частное от деления разности объемов закаченной жидкости на последующем и предыдущем режимах к разности давлений закачки жидкости на последующем и предыдущем режимах, при коэффициенте приемистости до 0,4 изоляционные работы не проводят, при коэффициенте приемистости от 0,4 до 1,0 производят закачку бурового раствора с опилками или резиновой крошкой, при коэффициенте приемистости от 1,0 до 1,5 производят закачку бурового раствора с опилками и/или кордным волокном, при коэффициенте приемистости от 1,5 до 2,0 производят закачку бурового раствора с кордным волокном и улюком, при коэффициенте приемистости от 2,0 до 2,5 производят закачку бурового раствора с улюком с последующей закачкой бурового раствора с кордным волокном, закачку бурового раствора с добавками производят до давления прекращения поглощения, а перед спуском бурильной компоновки и добуривании скважины скважину заполняют буровым раствором с плотностью 1,35 г/см³, условной вязкостью 25-60 с, фильтрацией 1-2 см³/30 мин, рН=8-9, содержащим нефть до 10%, проводят промывку в течение 1,5 циклов и поднимают бурильный инструмент с доливом скважины через каждые 250-300 м подъема.