Способ управления скважиной в условиях инерционного эффекта при первичном вскрытии продуктивного нефтегазорапонасыщенного пласта Российский патент 2019 года по МПК E21B21/08 

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к управлению скважиной в условиях поглощений и проявлений в продуктивном нефтегазорапонасыщенном пласте, и может быть использовано при бурении и освоении месторождений нефти, газа и промышленных рассолов (рапы).

Одной из проблем, возникающих при бурении глубоких скважин на нефть и газ в сложных горно-геологических условиях, связанных с первичным вскрытием аномального высокопроницаемого карбонатного нефтегазорапонасыщенного коллектором с аномально низким пластовым давлением является внезапный переход скважины из режима поглощения бурового раствора в режим газонефтеводопроявления. Механизм возникновения поглощений обусловлен рядом факторов, таких как низкое пластовое давление и высокая проницаемость пласта коллектора [Поляков В.Н., Ишкаев Р.К., Лукманов Р.Р. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин. - Уфа: Тау. - 1999. - 408 с.]. Поглощения возникают как верхней, так и в продуктивной части геологического разреза скважин. Характер каждого поглощения накладывает дополнительные ограничения на процесс бурения скважины. Поглощения в верхней части разреза, как правило, не приводят к последствиям, связанным с газонефтеводопроявлениями из пласта. В свою очередь возникновение поглощений в продуктивных пластах сопряжено с рядом рисков и опасностей в том числе и для здоровья и жизни персонала работников буровых бригад. Осложняющим фактором являются специфические особенности каверно-трещинных карбонатных коллекторов. Развитая система трещиноватости, различия в фильтрационно-емкостных свойствах породы-коллектора в пределах одного месторождения, напряженные состояния породы коллектора, - все это накладывает дополнительные ограничения при проектировании разработки залежей в карбонатных системах [Кутукова Н.М., Бирун Е.М., Малахов Р.А и др. Концептуальнаямодель строения рифейского природного резервуара Юрубчено-Тохомскго месторождения // Нефтяное хозяйство. 2012. №11. С. 4-7].

На практике бурения скважин в нефтегазорапонасыщенных коллекторах с аномально низким пластовым давлением встречается довольно непредсказуемые последствия явления, известного как инерционный эффект [Семенов Н.Я. Исследование и изоляция поглощающих и водопроявляющих пластов: пособие для инженера-технолога по бурению скважин: в 2 ч. / Н.Я. Семенов. - Уфа: БашНИПИнефть, 2010-2014. - 900 с. и др.]. При бурении скважин в Восточной Сибири, в частности в Красноярском крае, осложнения возникающие из-за инерционного эффекта встречаются регулярно и могут заканчиваться длительными по времени ликвидациями газонефтеводопроявлений.

В вышеприведенных источниках отсутствуют рекомендации по бурению скважин по нефтегазорапонасыщенным пластам в условиях инерционного эффекта при полном поглощении промывочной жидкости.

Наиболее близким к заявляемому относится способ первичного вскрытия сложного кавернозно-трещинного карбонатного нефтегазонасыщенного пласта горизонтальным стволом большой протяженности [Патент №2598268 от 13.10.2016 г. (Прототип)]. В данном патенте описывается возможность бурения скважин с одновременным поглощением и проявлением.

Данный способ имеет недостаток, связанный с тем, что не содержит комплекс необходимых оперативных мероприятий, выполняемых при полном поглощении промывочной жидкости в скважине в условиях инерционного эффекта. В нем отсутствуют рекомендации по проведению спуско-подъемных операций при полном поглощении и порядке действий при возникновении полного поглощения при бурении в условиях инерционного эффекта для недопущения перехода скважины в режим проявления.

В упрощенном виде формулами явление инерционного эффекта можно описать следующим образом:

При бурении без поглощения:

где Ргст - гидростатическое давление бурового раствора, Рпл - пластовое давление, 1,05 - коэффициент запаса по Правилам безопасности нефтяной и газовой промышленности

При возникновении полного поглощения без инерционного эффекта

При возникновении полного поглощения в условиях аномального высокопроницаемого коллектора с учетом инерционного эффекта

где Ринерц - давление инерции («инерционный эффект»)

Поэтому, после того как инерционный эффект сходит на нет (часть объема бурового раствора ушло в пласт на поглощение), происходит нарушение равновесия с пластом

Другими словами созданы все гидродинамические условия для начала ГНВП из аномального высокопроницаемого продуктивного коллектора. Необходима компенсация давления инерции, в противном случае не избежать газонефтеводопроявлений либо других более тяжелых последствий.

Задачей заявленного способа является разработка эффективной технологии бурения скважин по нефтегазорапонасыщенным пластам в условиях инерционного эффекта при полном поглощении промывочной жидкости.

Техническим результатом является технологическая надежность и безопасность бурения скважин на нефть и газ в сложных горно-геологических условиях.

Задача решается предлагаемым способом управления скважиной в условиях инерционного эффекта при первичном вскрытии продуктивного нефтегазорапонасыщенного пласта, включающим первичное вскрытие продуктивного нефтегазорапонасыщенного пласта бурением в условиях полного поглощения промывочной жидкости, отличающимся тем, что с момента возникновения поглощения при бурении осуществляют постоянный автоматический долив скважины применяемым буровым раствором в затрубное пространство с производительностью 3-5 л/с в целях компенсации отрицательной разницы между статическим и динамическим уровнями, не допуская быстрого перехода скважины из поглощения в газонефтеводопроявление, а при подъеме бурильного инструмента с поршневанием осуществляют принудительный долив скважины применяемым буровым раствором в затрубное пространство с помощью цементировочного агрегата через каждые 100 м в объеме поднятого металла бурильных труб плюс 0,3 м³.

Как правило, динамический уровень при бурении с поглощением фиксируется выше, чем статический уровень. В стандартных условиях это происходит за счет создания дополнительного динамического давления на пласт и обратной реакцией пласта, связанной с повышением сопротивления пласта при закачке в него промывочной жидкости.

На практике же произошло явление, называющееся инерционным эффектом. Оно описывалось многими исследователями, в том числе Н.Я. Семеновым. Данный эффект объяснялся тем, что площадь поперечного сечения при переходе из ствола вертикального участка - ствола скважины, в горизонтальный участок - пласт, значительно увеличивается, напоминая внезапное расширение. После этого поток в пласте попадает в расширяющийся трубопровод - конфузор. При этом приходит в движение жидкость очень большого объема, находящаяся в скважине и вокруг нее на большом расстоянии в пласте, приобретая соответствующую инерцию движения, что способствует увеличению засасывающего эффекта.

Сущность изобретения: поддержание необходимого статического уровня промывочной жидкости при бурении скважины по нефтегазорапонасыщенному пласту в условиях инерционного эффекта при полном поглощении промывочной жидкости.

ПРИМЕР

В качестве примера приведены данные по скважинам, пробуренным на севере Красноярского края. После вскрытия зоны поглощения, связанного со вскрытием высокопроницаемой вертикальной трещины в продуктивном нефтегазорапонасыщенном коллекторе, бурение производится без выхода циркуляции. При остановки процесса бурения осуществляется профилактический долив скважины по затрубному пространству. После технической стоянки, фиксируется статический уровень 250 м (фиг. 1).

Состояние по скважине:

Вскрыта зона поглощения, бурение остановлено. Статический уровень отбит на Нст=250 м. Скважина находится на равновесии с пластовым давлением в статических условиях.

Далее бурение продолжается с полным поглощением. В пласт уходит не только закачиваемая жидкость, но и жидкость из кольцевого пространства. Фиксируется динамический уровень в скважине на отметке 300 м (фиг. 2)

Состояние по скважине:

Бурение с полным поглощением. Ндин=300 м. Скважина находится на равновесии с пластовым давлением в динамических условиях.

Далее бурение продолжается с полным поглощением. В пласт уходит не только закачиваемая жидкость, но и жидкость из кольцевого пространства. Фиксируется динамический уровень в скважине на отметке 300 м.

Состояние по скважине:

Остановка бурения скважины. Ндин=300 м. Мгновенный переход скважины из поглощающей в газонефтеводопроявляющую (ГНВП). Нарушения равновесия скважины. Гидростатическое давление меньше пластового. Пластовый флюид и буровой раствор начинают стремительно подниматься по затрубному пространству скважины.

При остановке бурения с поглощением, скважина практически сразу переходит в режим проявления, что как раз объясняется разницей между динамическим (Ндин=300 м) и статическим уровнем (Нст=250 м). Инерция большой массы жидкости из пласта начинает с ускорением двигаться к скважине, способствуя дополнительному подпору со стороны пласта (фиг. 3).

Состояние по скважине

Остановка бурения скважины. Ндин=300 м. Мгновенный переход скважины из поглощающей в ГНВП. Нарушения равновесия скважины. Гидростатическое давление меньше пластового. Пластовый флюид и буровой раствор начинают стремительно подниматься по затрубному пространству скважины.

В качестве одного из довольно тяжелых осложнений, связанных с инерционным эффектом можно привести пример, на фиг 4., на котором показано, что при вскрытии двух дренирующих трещин процесс газонефтеводопроявления и поглощения идет одновременно. В таких условиях продолжать бурение невозможно. При остановке циркуляции скважина переходит в режим газонефтеводопроявления, при попытках ее заглушить (при закрытом противовыбросовом оборудовании) вся закачиваемая жидкость идет на поглощение Состояние по скважине:

Вскрыты две вертикальные трещины. Равновесие в скважине нарушено. Буровой раствор прокачиваемый через бурильную колонну поглощает вторая вскрытая трещина. При этом вышележащая трещина начинает проявлять.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к управлению скважиной в условиях поглощений и проявлений в продуктивном нефтегазорапонасыщенном пласте, и может быть использовано при бурении и освоении месторождений нефти, газа и промышленных рассолов (рапы). Способ включает первичное вскрытие продуктивного нефтегазорапонасыщенного пласта бурением в условиях полного поглощения промывочной жидкости. При этом с момента возникновения поглощения при бурении осуществляют постоянный автоматический долив скважины применяемым буровым раствором в затрубное пространство с производительностью 3-5 л/с в целях компенсации отрицательной разницы между статическим и динамическим уровнями, не допуская быстрого перехода скважины из поглощения в газонефтеводопроявление. При подъеме бурильного инструмента с поршневанием осуществляют принудительный долив скважины применяемым буровым раствором в затрубное пространство с помощью цементировочного агрегата через каждые 100 м в объеме поднятого металла бурильных труб плюс 0,3 м³. Обеспечивается технологическая надежность бурения на этапах геологоразведки и разработки залежей рапы, нефти и газа. 4 ил.

Способ управления скважиной в условиях инерционного эффекта при первичном вскрытии продуктивного нефтегазорапонасыщенного пласта, включающий первичное вскрытие продуктивного нефтегазорапонасыщенного пласта бурением в условиях полного поглощения промывочной жидкости, отличающийся тем, что с момента возникновения поглощения при бурении осуществляют постоянный автоматический долив скважины применяемым буровым раствором в затрубное пространство с производительностью 3-5 л/с в целях компенсации отрицательной разницы между статическим и динамическим уровнями, не допуская быстрого перехода скважины из поглощения в газонефтеводопроявление, а при подъеме бурильного инструмента с поршневанием осуществляют принудительный долив скважины применяемым буровым раствором в затрубное пространство с помощью цементировочного агрегата через каждые 100 м в объеме поднятого металла бурильных труб плюс 0,3 м³.