Способ вскрытия продуктивного пласта на управляемой депрессии Российский патент 2018 года по МПК E21B21/08 E21B44/00 

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и, в частности, к бурению нефтяных скважин.

Известен способ вскрытия газоносного пласта бурением (Патент RU 2148698, Е21В 21/08, опубликованный 20.06.05 г.), включающий расчет минимальной плотности промывочной жидкости в начальный момент вскрытия и проведение вскрытия пласта на промывочной жидкости, обеспечивающей минимальную расчетную плотность.

Недостатком указанного способа является невозможность оперативного реагирования на изменение пластового давления регулированием забойного, т.к. изменение плотности промывочной жидкости требует затрат времени, а чрезмерное утяжеление бурового раствора может привести к возникновению аварийной ситуации.

Известен способ бурения скважины на депрессии (Патент RU 2287660, Е21В 21/14, опубликованный 20.11.2006 г.), включающий применение аэрированной промывочной жидкости, бурение заданного интервала без извлечения бурильной колонны, промывку скважины в режиме аэрации с расхаживанием колонны перед ее наращиванием, закачку газа и долив нефти в трубное пространство, герметизацию затрубного пространства.

Наиболее близким по технической сущности является способ вскрытия продуктивного пласта на депрессии (патент РФ №2199646, МПК Е21В 21/00, 20.08.03). Промывают ствол скважины, подают на долото при бурении аэрированную промывочную жидкость. В стволе скважины проводят исследования по установлению режимов бурения на депрессии. Автономными и кабельными манометрами замеряют давления на всех режимах. Устанавливают потери давления в интервале от места установки манометра до устья скважины. По данным изменения забойного давления от расхода промывочной жидкости и газообразного агента строят график полученной зависимости. По графику устанавливают требуемый режим подачи жидкости и агента.

Недостатком способа является высокая аварийность в случае несоблюдения расчетной величины депрессии, сложность реализации способа в связи со сложностью обеспечения необходимых свойств промывочной жидкости на глубине. При реализации способа часть выбуренной породы неизбежно попадает в призабойную зону пласта и создает кольматирующий эффект.

Задачей способа вскрытия продуктивного пласта на депрессии является повышение качества вскрытия продуктивных пластов за счет возможности управления депрессией и дебитом, с которым продуцирует пласт.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является предотвращение кольматации призабойной зоны и сохранение ее первоначальной проницаемости.

Технический результат достигается тем, что в способе вскрытия продуктивного пласта на управляемой депрессии, включающем спуск в скважину колонны бурильных труб с долотом, обвязку устья скважины, промывку ствола скважины и подачу на долото при бурении промывочной жидкости, проведение исследований по установлению режимов бурения, установление оптимального расхода промывочной жидкости по графику, при этом для построения графика по данным соседних скважин определяется средний коэффициент продуктивности, устанавливается зависимость устьевого давления от забойного на нескольких режимах по этим же скважинам, оптимальный режим бурения выбирается по графику этой зависимости по точке пересечения расходной характеристики пласта с расходной характеристикой скважины, и бурение осуществляют, управляя устьевым давлением, таким образом, чтобы дебит скважины составлял 30÷50% от наибольшего дебита соседних скважин.

На фиг. 1 показана схема циркуляции бурового раствора при вскрытии продуктивного пласта на управляемой депрессии. Буровой раствор по бурильной колонне 1 подают в скважину глубиной Н (м). При этом забойное давление (на выходе из долота 2) P₁ (МПа), давление на устье - Р₂ (МПа), расход бурового раствора на входе в скважину Q₀ (м³/с). В скважину спущены обсадные трубы 3. Регулировку устьевого давления можно осуществлять регулировкой штуцера 4. Подачу насоса выбирают так, чтобы обеспечить вынос породы с забоя скважины. Гидравлические сопротивления в циркуляционной системе пропорциональны квадрату расхода.

Для решения задачи вскрытия продуктивного пласта введем следующие допущения, характеризующие всю систему «скважина-пласт». Будем считать, что обсадная колонна спущена до кровли продуктивного пласта, состав и свойства бурового раствора выбраны в соответствии с геологическими условиями, гидравлические сопротивления рассчитаны по известным формулам или определены специальными экспериментами до вскрытия пласта, известны свойства пластовых флюидов. Необходимо определить расходные характеристики «пласт-забой» и «забой-штуцер», т.е.:

где q - дебит пласта, м³/с;

P₁ - забойное давление, МПа;

Р₂ - давление на штуцере обсадной колонны, МПа.

Для определения расходных характеристик «пласт-забой» в соответствии с законом Дюпюи можно записать:

где Р_пл и P₁ - пластовое и забойное давление соответственно, МПа;

q - дебит пласта, м³/с;

А - коэффициент продуктивности, .

Расходные характеристики «забой-штуцер» (фиг. 1) определяются:

где: P₁ - забойное давление, МПа

λ - коэффициент гидравлических сопротивлений в обсадной колонне;

ρ - плотность раствора, кг/м³;

Н - глубина скважины, м;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

Q - расход бурового раствора на выходе из скважины, м³/с.

Расход бурового раствора на выходе из скважины:

где: q - дебит пласта, м³/с;

Q₀ - расход бурового раствора на входе в скважину, м³/с.

При построении расходной характеристики «забой-штуцер» получают точку пересечения расходных характеристик «забой-штуцер» и «пласт-забой» (точку М). По точке М выбирают устьевое и забойное давление и осуществляют бурение, управляя депрессией так, чтобы дебит скважин составлял 30-50% от дебита соседних скважин.

Реализация способа иллюстрируется примером.

Разбуривается Ватинское месторождение. Продуктивный пласт вскрывают скважиной №729/88. По данным исследования соседних скважин коэффициент продуктивности равен . Глубина разбуриваемой скважины Н=1200 м, плотность раствора ρ=1000 кг/м³, пластовое давление Р_пл=20 МПа. Применяя формулу (2), строим расходную характеристику «пласт-забой» по уравнению Р₁=20-16667q. Эта характеристика представлена на фиг. 2 зависимостью I.

При определении потерь давления λQ²H необходимо определить Q₀, поскольку Q определяется по формуле (4). В соответствии с рекомендациями скорость восходящего потока ν для выноса выбуренной породы должна быть порядка 2 м/с. Определяем Q₀ по следующей формуле:

где ν - скорость восходящего потока, м/с;

r_c - радиус скважины, м.

Тогда .

Для определения расходных характеристик «забой-штуцер» в уравнение (3) подставляем численные значения.

В формуле (3): ρ⋅g⋅Н=1000⋅9,8⋅1200=11,76 МПа.

Величина Q представляется по формуле (4) в виде суммы расхода на входе в скважину Q₀ и дебита пласта q:

Величина дебита пласта много меньше расхода на входе в скважину (q<<Q₀), поэтому и величиной q² можно пренебречь. Следовательно:

Определяем: Q²=(0,0628)²+2⋅0,0628⋅q.

В формуле (3) величина коэффициента гидравлических сопротивлений принята для шероховатых труб: , следовательно: λ⋅Q²⋅Н=0,0421⋅[(0,0628)²+2⋅0,0628⋅q]⋅1200=0,2+6,3⋅q [МПа], причем наибольший средний дебит соседних скважин q=0÷0,0012 м³/с. Окончательно получаем:

Теперь, задаваясь значениями P₁, из соотношения (8) определяем расходные характеристики «забой-штуцер» при q=0,0012 л/с. При P₁=17,5 МПа из (7) получаем Р₂=5,5 МПа, при P₁=15 МПа, Р₂=3,0 МПа и т.д. Эти характеристики представлены на фиг. 2 в виде зависимостей II.

Точки пересечения расходных характеристик «пласт-забой» и «забой-штуцер» фиг. 2 представляют собой режимы устойчивой работы скважины. Примерно в районе дебита пласта (0,4-0,5)⋅10^-3 м³/с, что составит 30-50 % от дебита соседних скважин, получили некоторую точку М. По точке М выбирают забойное давление P₁ и Р₂=5 МПа, расход раствора на выходе из скважины составляет 63,2 л/с.

Если расход на выходе из скважины смещается в точку В, то необходимо приоткрыть штуцер так, чтобы забойное давление снизилось и дебит увеличился до 0,4⋅10^-3 м³/с (Q изменить с 63 до 63,2 л/с). Если точка смещается в сторону С, то штуцер на устье скважины необходимо прикрыть так, чтобы устьевое Р₂ выросло до 5 МПа. Для реализации способа необходимо устье скважины оборудовать расходомером, манометром и регулируемым штуцером.

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, и в частности к бурению нефтяных скважин. Способ включает спуск в скважину колонны бурильных труб с долотом, обвязку устья скважины, промывку ствола скважины и подачу на долото при бурении промывочной жидкости, проведение исследований по установлению режимов бурения, установление оптимального расхода промывочной жидкости по графику. Для построения графика по данным соседних скважин определяется средний коэффициент продуктивности, устанавливается зависимость устьевого давления от забойного на нескольких режимах по этим же скважинам. Оптимальный режим бурения выбирается по графикам этих зависимостей по точке пересечения расходной характеристики пласта с расходной характеристикой скважины, и бурение осуществляют, управляя устьевым давлением таким образом, чтобы дебит скважины составлял 30÷50% от наибольшего дебита соседних скважин. Повышается качество вскрытия пластов, предотвращается кольматация призабойной зоны, сохраняется ее первоначальная проницаемость. 2 ил.

Способ вскрытия продуктивного пласта на управляемой депрессии, включающий спуск в скважину колонны бурильных труб с долотом, обвязку устья скважины, промывку ствола скважины и подачу на долото при бурении промывочной жидкости, проведение исследований по установлению режимов бурения, установление оптимального расхода промывочной жидкости по графику, отличающийся тем, что для построения графика по данным соседних скважин определяется средний коэффициент продуктивности, устанавливается зависимость устьевого давления от забойного на нескольких режимах по этим же скважинам, а оптимальный режим бурения выбирается по графикам этих зависимостей по точке пересечения расходной характеристики пласта с расходной характеристикой скважины, и бурение осуществляют, управляя устьевым давлением таким образом, чтобы дебит скважины составлял 30÷50% от наибольшего дебита соседних скважин.