Способ бурения на акватории Российский патент 2020 года по МПК E21B7/20 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к бурению скважин с предварительным их исследованием в режиме тестирования возможных осложнений в виде аномально высокого пластового давления (АВПД), поглощения бурового раствора и прихвата бурильного инструмента при возникновении осыпей и обвалов.

Как известно при разведочном бурении происходят осложнения, на ликвидацию которых затрачивается время и материалы. При бурении на Арктическом шельфе, кроме проявлений приповерхностного газа и газогидратов, случались случаи поглощения бурового раствора и прихвата инструмента из-за осыпей и обвалов (фиг. 1). По зарубежным данным АВПД наблюдалось при спускоподъемных операциях (СПО) 44%, при бурении 41%, при циркуляции 9% и при прочих операциях на буровой 6% (Противофонтанная безопасность. IWCF, AMNGR Education Centre. - Мурманск: АМНГР, 1995. - 195 с.). В связи с этим обеспечение безопасности бурения очень чрезвычайно актуально.

Известен способ вскрытия продуктивного горизонта в условиях АВПД (Пат. РФ №2309203, опубл. 09.07.1995), включающий бурение по активному интервалу после предварительного определения характера осложнения при технологических операциях с начальными технологическими параметрами, затем изменяют технологические параметры, определяют вероятность возникновения осложнений, дальнейшее углубление по активному интервалу ведут с параметрами, которые отвечают условию, изложенному в описании изобретения.

Технический результат, на достижение которого направлено заявляемое изобретение, состоит в повышении безопасности бурения, экономической эффективности бурения за счет сокращения времени на ликвидацию возникшего осложнения.

Для достижения технического результата в предлагаемом способе бурения на акватории бурение под направление и бурение интервала горных пород под кондуктор проводят в два этапа, на первом этапе для выявления возможных осложнений используют буровой инструмент в виде обсадной трубы (ОТ), укомплектованной бурголовкой, на втором этапе бурение под направление и бурение интервала под кондуктор осуществляют ОТ, снабженной долотом, при этом на первом этапе бурения интервала под кондуктор используют или техническую воду, или морскую воду, или буровой раствор в зависимости от геологических условий, на втором этапе бурения интервала под кондуктор используют буровой раствор, пробуренный интервал обсаживают кондуктором с последующим цементированием, бурение следующего интервала ведут аналогично.

Существует стандартное бурение и технология бурения на обсадных трубах (Drilling with Casing Advances to Floating Drilling Unit with Surface BOP Employed. Edi Sutriono-Santos, Ralph Adams-Santos, Greg Galloway - Weatherford, Ken Dalrymple - Weatherford. 2003 World Oil Casing Drilling Technical Conference).

Предлагаемый способ бурения иллюстрируется чертежами, представленными на фиг. 1-7.

На фиг. 1 представлена статистика осложнений, на фиг. 2 представлено схематично стандартное бурение, на фиг. 3 - схематичное изображение бурения на обсадных трубах (ОТ) с долотом, на фиг. 4 - схематичное изображение предлагаемого способа бурения, на фиг. 5 - схематичное изображение стандартного бурения на момент осложнения (Инструкция по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин. ИРБК-97), на фиг. 6 - схематичное изображение бурения на обсадных трубах (ОТ) с долотом на момент проявления осложнения, на фиг. 7 - схематичное изображение предлагаемого способа бурения на момент проявления приповерхностного газа.

На фигурах позициями обозначены:

1 - акватория

2 - направление

3 - интервал под кондуктор

4 - обсадная труба (ОТ)

5 - бурголовка

6 - долото

7 - морское дно

8 - буровой раствор.

Сущность предлагаемого способа бурения на акватории заключается в следующем.

Бурение на акватории 1 под направление 2 и бурение интервалов 3 под кондуктор проводят в два этапа: на первом для выявления возможных осложнений - обсадной трубой 4 (ОТ), снабженной бурголовкой 5, на втором - ОТ, снабженной долотом 6. Бурение на акватории 1 сначала производят под направление 2. Для этого спускают на морское дно 7 буровой инструмент в виде обсадной трубы 4 (ОТ), укомплектованной бурголовкой 5, например режущего типа и осуществляют бурение, например на глубину 90 метров, однако предпочтительнее проводить бурение на большую глубину, что даст запас безопасности при бурении ОТ с долотом 6 на втором этапе. Затем поднимают буровой инструмент, снимают бурголовку 5, снабжают буровой инструмент долотом 6 и разбуривают направление 90 м долотом 6, потом цементируют направление 2 и затем разбуривают цементный стакан. Бурение под направление 2 производят на морской воде.

Затем производят бурение интервала 3 горных пород под кондуктор, для этого в скважину спускают буровой инструмент в виде ОТ, например, диаметром 444,5 мм. ОТ укомплектована бурголовкой 5, например режущего типа. Далее осуществляют бурение на проектную глубину спуска кондуктора, например на 612 метров. При этом в зависимости от геологических условий, которые указаны в плане геолого-технологического наряда (ГТН) на строительство скважины, используют или техническую воду, или морскую воду, или буровой раствор 8. Устраняют осложнения в случае их проявления.

Затем поднимают буровой инструмент, снимают бурголовку 5, снабжают буровой инструмент долотом 6, спускают в скважину и разбуривают интервал 612 метров, при этом используют буровой раствор 8. Пробуренный интервал 612 метров обсаживают кондуктором с последующим цементированием. Бурение следующего интервала ведут снова ОТ с бурголовкой 5, например, на проектную глубину 1600 метров и все операции повторяют. Бурение предлагаемым способом представлено схематично на фиг.4.

Предлагаемый способ бурения на акватории в случае проявления осложнения в виде АВПД или поглощения, или прихвата инструмента, или выброса бурового инструмента имеет преимущества.

При АВПД готовят утяжеленный буровой раствор (БР) расчетной плотности в зависимости от порового давления пласта. При этом объем утяжеленного бурового раствора и соответственно время для его приготовления значительно меньше по сравнению со стандартным бурением (табл. 1, 4) и бурением на обсадных трубах (далее ОТ) с долотом, т.е. время на устранение осложнения в виде АВПД существенно сокращается.

При поглощении, которое выявляется по снижению уровня технической воды в скважине, закачивают в скважину кольматирующее вещество (ореховую скорлупу, древесную стружку и др.) до стабилизации уровня воды. При этом при стандартном бурении и бурении на ОТ с долотом происходит потеря токсичного бурового раствора, в предлагаемом способе бурения на акватории потеря такого же объема технической воды в случае использования технической воды или морской, что существенно влияет на экономичность процесса, а также на экологичность процесса в плане выигрыша (табл. 5).

В случае прихвата инструмента (осыпь, обвал, дифференциальный прихват, сужение стенок скважины в случае пластичных пород) производят расхаживание бурильной колонны ротором (Пустовойтенко И.П. Предупреждение и методы ликвидации осложнений в бурении. - М: Недра, 1987, 234 с.; Сборник инструкций по бурению скважин с ПБУ ПО «Арктикморнефтегазразведка». - Мурманск, 1992, 532 с.).

Для подтверждения указанных выше преимуществ предлагаемого способа бурения на акватории ниже приведены расчеты в сравнении со стандартным способом бурения и бурением на ОТ с долотом.

Расчет необходимого объема бурового раствора (далее БР) глушения при бурении стандартной технологией. Расчет будем вести снизу-вверх. Дана следующая компоновка: КНБК - долото 444.5 мм, УБТ 241.5 мм 135 м, УБТ 203 мм 6 м, УБТ 165 мм 9 м, БТ 127 мм 677 м. Направление спущено диаметром 762 мм на глубину 90 м от дна моря. Глубина проявления 612 м. Глубина акватории 193 м. Альтитуда стола ротора 22.5 м. Морской стояк (райзер МС-610) [Погиев В.Е, Галабурда В.К., Урманчев В.И., Коростин В.Я. Сборник инструкций по бурению скважин с ППБУ ПО Артикморнефтегазразведка III часть. М: Мурманск 1992 г, с 535.].

Первое рассматриваемое осложнение - аномально высокое пластовое давление (далее АВПД). Пусть проявление осложнения наступит при бурении под кондуктор при текущей глубине скважины 612 м. Для ликвидации данного осложнения необходимо приготовить утяжеленный буровой раствор (KMW) объемом всей скважины с учетом металла компоновки бурильной колонны.

Рассчитаем объем металла в интервале расположения УБТ 241.3 мм:

Объем бурового раствора в интервале УБТ 241.3:

Рассчитаем объем металла в интервале расположения УБТ 203 мм:

Объем бурового раствора в интервале УБТ 203 мм:

Рассчитаем объем металла в интервале расположения УБТ 165 мм:

Объем бурового раствора в интервале УБТ 165 мм:

Рассчитаем объем металла в интервале расположения БТ 127 мм - открытый ствол

Объем бурового раствора в интервале БТ 127 мм - открытый ствол:

Рассчитаем объем металла в интервале расположения БТ 127 мм - направление

Объем бурового раствора в интервале БТ 127 мм - направление:

Рассчитаем объем металла в интервале расположения БТ 127 мм - райзер

Объем райзера МС-610

Объем бурового раствора в интервале БТ 127 мм - райзер:

Vбрр=Vрайз-VмБТр=62.3 м³

Всего раствора в скважине:

Vp241+Vp203+Vp165+Vp127oc+Vр127н+Vбрр=195.2 м³

Приведем рисунок скважины при бурении в режиме тестирования осложнения:

Пусть мы начали бурение под кондуктор из-под направления бурголовкой.

Рассчитаем сколько нам надо приготовить утяжеленного бурового раствора в случае проявления приповерхностного газа. Бурение ведем вести бурголовкой на обсадных трубах с тем же диаметром. Зазор между стенками бурголовки пусть составляет 15 мм.

Рассчитаем, какой объем занимает горная порода внутри обсадных труб при бурении бурголовкой. Вычислим внутренний диаметр горной породы, Dгп:

Dгп=444.5-2×15=414.5 мм

Объем горной породы Vгп внутри обсадных труб и бурголовки:

Объем металла обсадных труб в открытом стволе скважины, толщина стенки ОТ 10 мм.

Диаметр открытого ствола при бурении под кондуктор - бурголовка

Doc=444.5+2×15=474.5 мм

Объем бурового раствора в открытом стволе

Объем металла обсадных труб в райзере

Объем раствора в райзере

Vбротр=Vрайз-Vмотр=60 м³

Объем металла обсадных труб в направлении

Объем раствора в направлении

Общий объем бурового раствора в райзере, направлении и кондукторе при бурении бурголовкой

Vбрбг=Vбротр+Vбротн+Vpoт=114.6 м³

Рассчитаем объем бурового раствора необходимого для глушения скважины при бурении технологией на обсадных трубах и долотом, рис. 2.

Рассчитаем объем бурового раствора в открытом стволе:

Vброс=Voc-Vмот=85.2 м³

Так как в райзере и направлении компоновка бурильной колонны идентична колонне с бурголовкой, то расчет общего объема бурового раствора в скважине будет равен:

Vбрскв=Vбрр+Vбрнапр+Vброс=185.1 м³

^{Расчет времени для утяжеления бурового раствора.}

Пусть необходимо из раствора плотностью 1.12 г/см³ приготовить раствор (например, для глушения скважины) плотностью 1.2 г/см³.

Определим количество глины для приготовления 1 м³ бурового раствора заданной плотностью 1.12 и 1.2 г/см³. Также определим время, необходимое для утяжеления всего объема бурового раствора при применении рассматриваемых технологий бурения.

Плотность глинопорошка ρ_гл=2.6 г/см³, плотность воды ρ_в=1 г/см³, n=0.1 - влажность глины.

Рассчитаем массу глины, необходимую для приготовления 1 м³ бурового раствора заданной плотности, по формуле:

Тогда масса глины, необходимая для утяжеления 1 м³ бурового раствора до 1.2 г/см³ будет равна ΔS=S_1.2-S_1.12=0.106 т.

Найдем массу и объем глины, необходимый для утяжеления всего объема бурового раствора до необходимой плотности для всех рассматриваемых буровых технологий и все расчеты сведем в таблицы.

Масса глины определяется по формуле:

М_гл=V_р-ра*ΔS

Объем глины:

V_гл=М_гл/ρ_гл

Рассчитаем затрачиваемое время на утяжеление бурового раствора до необходимой плотности с применением глиномешалки ГКЛ-2МА производительностью q=2 м³/час:

T=V_rд/q

Вывод: Так как объем необходимого бурового раствора глушения сокращается при бурении бурголовкой по сравнению со стандартной технологией бурения на 80.6 м³, а в сравнении с технологией бурения на обсадных трубах с применением долота на 70.5 м³, то и время на утяжеление необходимого объема бурового раствора в сравнении со стандартным бурением и бурении на ОТ с долотом сокращается соответственно на 1 час 39 минут и 1 час 26 минут. Таким образом, время на ликвидацию осложнения осуществляется за меньший промежуток времени.

Второе осложнение проявляется в виде поглощения бурового раствора объемом V_lost равное 6 м³ на глубине 612 м. При бурении стандартной технологией и технологией бурения на обсадных трубах при проявлении данного вида осложнения принимают меры по его ликвидации (Шарубин А.С, Бурение скважин при проходке поглощающих горизонтов, М: Недра, 1980 г., с 76-12.;Элияшевский И.В., Сторонский М.Н., Орсуляк Я.М. Типовые задачи и расчеты в бурении, М.: Недра, 1982 г., с 178-179). Для определения коэффициента поглощающей способности пласта можно использовать [Элияшевский И.В., Сторонский М.Н., Орсуляк Я.М. Типовые задачи и расчеты в бурении, М: Недра, 1982 г., с 178]. При бурении интервала под кондуктор предлагаемым способом на первом этапе при использовании бурголовки бурение можно вести или на технической воде, или на морской воде, если позволяют геологические условия.

Выводы. Таким образом, при поглощении по технологии бурения на ОТ с бурголовкой теряется 6 м³ технической воды или морской в случае их использования, а при применении остальных технологий будет поглощаться тот же объем токсичного бурового раствора.

Третий вид осложнений - прихват бурильного инструмента при возникновении осыпей-обвалов в стволе скважины. При бурении на обсадных трубах это осложнение не является проблемным осложнением, т.к. прихваченный буровой инструмент цементируется (Drilling with Casing Advances to Floating Drilling Unit with Surface BOP Employed. Edi Sutriono-Santos, Ralph Adams-Santos, Greg Galloway - Weatherford, Ken Dalrymple - Weatherford. 2003 World Oil Casing Drilling Technical Conference). Вести бурение можно и на 508 мм под кондуктор. При применении стандартной технологии бурения осложнение может завершиться потерей части инструмента. Цель всех технологий состоит в том, что необходимо пробурить интервал под кондуктор диаметром 508 мм. При использовании райзера МС-610 необходимо использовать превентора типа: универсальный превентор на 5000 PSI марки Хайдрилл, плашечный превентор U типа диаметром на 7500 PSI марки Кэмерон, режущий плашечный превентор марки Шаффен диаметром на 5000 PSI (Противофонтанная безопасмность.IWCF, AMNGR Education Centre. - Мурманск: АМНГР, 1995 г, с 113-125).

Вывод: Для достижения поставленной цели необходимо бурить на обсадных трубах диаметром 508 мм. А также бурение предлагаем способом в тестовом режиме на ОТ с бурголовкой необходимо вести также диаметром 508 мм.

Составим таблицу углубления скважины по источнику (Пат. РФ №2309203, опубл. 09.07.1995) и по предлагаемому способу бурения на акватории.

Исходя из данных табл. 6 по источнику (Пат. РФ №2309203) следует, что априорная информация, на которой базируется вероятность, заранее известна. В предлагаемом способе бурения на акватории априорная информация о возможных осложнениях отсутствует. Сведем полученные данные в таблицу 7.

При применении бурения на ОТ с использованием бурголовки цементирование скважины производится, так же, как и при бурении на ОТ с долотом.

Выводы: На данный вид осложнения проблемы будут только у стандартной (традиционной) технологии бурения.

Четвертый вид осложнения - выброс бурового инструмента. В предлагаемом способе бурения на акватории выбрасывающая сила, обусловленная пластовым давлением, в случае использования ОТ с бурголовкой 5 значительно меньше силы, действующей на долото, т.к. площадь режущей поверхности бурголовки 5 существенно меньше площади долота 6 такого же номинала. Приведенные ниже расчеты показывают, что эта сила меньше более чем в 3 раза.

Рассчитаем выталкивающую силу для долота 6 и бурголовки 5:

Для долота:

F_Д=S_Д×Р_пл=1.28×10⁶ Н

Для бурголовки:

F_бг=S_бг×Р_пл=0.36×10⁶ Н

Вывод: так как выталкивающая сила при бурении бурголовкой ниже чем вес бурильной колонны, то выброса инструмента происходить не будет, а при применении долота возможен выброс инструмента, т.к. выталкивающая сила практически в 2 раза превышает вес бурильной колонны.

Вывод: Естественно, что в общем случае потребуется полный объем утяжеленного бурового раствора, но на момент ликвидации осложнения время сокращается. Часть интервала, если позволяют геологические условия, можно бурить на технической или морской воде, что является экономией бурового раствора и наносится меньше ущерба окружающей среде. Таким образом, предлагаемый способ бурения на акватории предназначен для бурения в сложных горно-геологических условиях в первую очередь.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к бурению скважин на акватории с предварительным тестированием возможных осложнений в виде аномально высокого пластового давления (АВПД), поглощения бурового раствора и прихвата бурильного инструмента. Для осуществления способа бурение под направление и бурение интервала горных пород под кондуктор проводят в два этапа. На первом этапе для выявления возможных осложнений используют буровой инструмент в виде обсадной трубы (ОТ), укомплектованной бурголовкой. На втором этапе бурение под направление и бурение интервала под кондуктор осуществляют ОТ, снабженной долотом. На первом этапе бурения интервала под кондуктор используют или техническую воду, или морскую воду, или буровой раствор в зависимости от геологических условий. На втором этапе бурения интервала под кондуктор используют буровой раствор. Пробуренный интервал обсаживают кондуктором с последующим цементированием, бурение следующего интервала ведут аналогично. Достигается технический результат - повышение эффективности и безопасности бурения за счет сокращения времени на ликвидацию возникшего осложнения. 3 з.п. ф-лы, 7 ил., 8 табл.

1. Способ бурения на акватории, характеризующийся тем, что бурение под направление и бурение интервала горных пород под кондуктор проводят в два этапа, на первом этапе для выявления возможных осложнений используют буровой инструмент в виде обсадной трубы (ОТ), укомплектованной бурголовкой, на втором этапе бурение под направление и бурение интервала под кондуктор осуществляют ОТ, снабженной долотом, при этом на первом этапе бурения интервала под кондуктор используют или техническую воду, или морскую воду, или буровой раствор в зависимости от геологических условий, на втором этапе бурения интервала под кондуктор используют буровой раствор, пробуренный интервал обсаживают кондуктором с последующим цементированием, бурение следующего интервала ведут аналогично.

2. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что используют, например, бурголовку режущего типа.

3. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что бурение под направление на обоих этапах ведут на морской воде.

4. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что геологические условия берут из плана геолого-технологического наряда на строительство соответствующей скважины.