Способ ликвидации нефтегазопроявления в скважине Советский патент 1986 года по МПК E21B7/00 E21B21/08 

Изобретение относится к бурению скважин и может быть использовано при бурении горных пород, содержащих пласты с аномально высоким пластовым давлением.

Целью изобретения яляется повышение надежности ликвидации нефтегазо- проявления за счет сокращения времени совдани}г противодавления в скважине, бурящейся опережающим стволом с использованием съемной обсадной колонны, .

На чертеже показано устройстдзо для осуществления предлагаемого способа ликвидации нефтегазопроявления в скважине. Способ осуществляется следующим образом.

Ствол скважины 1 обсалшвают обсадной колонной 2. После спуска и цементирования рбсадной колонны 2 в. нее до бангмака колонны спускают съемную обсадную колонну 3, обвязывают, устьевой толовкой 4, 1 меющий отвод.5, На съемной колонне 3 монти- npeBGHTopHjTo сборку б с нижним отводом 7. Производят трубну1о обвязку устьевого оборудования (не показано) таким образом, чтобы в прост- paHCTj3o 8 между обсадной колонной 2 и съемной обсадной колонной 3 можно было закачать жчцкость повышенной пло1 ности. Через отвод 5 заполняют межколонное пространство 8 жидкостью с повыщенной плотностью. Далее бурение осуществляют опережающим -стволом 9. В случае начала-нефтегазопроявле- нпя из проявляюи его пласта 10, выражающемся в облегчении и дегазации бурового раствора, переливах и увеличении расхода на выходе, при отсутствии в ней бурильной колонны производят операцию по герметизации устья для определения расчетным путем необ код11мой высоты подъема раствора внутри съемной обсадной колонны и затем выдавливают жидкость с повышенной плотностью, находящуюся в межлсолон- ном простраргстве 8, и подъем ее на расчетную величину с помощью постоянно обвязанных с колонной головкой буровых насосов через башмак съемной колонны внутрь ее, благодаря чему оперативно создается противодавление па проявляю)-ций пласт. При этом выдавливание ведут с поддержакием равенства расходов закачивае мого и выходящего потоков. После

создания в скважине противодавления осуи1ествляют спуск бурильной колонны и продолжают процесс бурения скважины .

5 Пример. При бурении газовой скважины методом опережающего ствола при достижении забоя 2000 м вследст - вие наличия осложнений при бурении обваливания пройденных неустойчивых

10 пород опускают очередную обсаднута колонну 324 мм на 2000 м. Бурение ведут на буровом растворе плотностью 1,2 г/см . Пройденный интервал расширяют до диаметра, позволяющего произfS вести крепление скважины обсадной колонной наибольшего диаметра с учетом прохождения ее через ранее спущенную обсадную колонну. После спуска и крепления очередной обсадной

20 колонны на глубину 2000 м спускают съемную (сменную) обсадную колонну мм, обвязывают колонны между собой колонной головкой и монтируют противовыбросоБое оборудование

25 (превенторную сборку с превенторами, имеющими глухие плашки под бурильные трубы, а также универсальный превёнтор при его наличии). В пространство между последней спущенной. и зацементированной обсадной колонной и спущенной внутрь ее сменной обсадной колонной закачивают буро- вой утяжеленный раствор платностью 1,8 г/см . Продолжают вести бурение скважины на буровом растворе плот ностью 1,2 г/см . При бурении на глубине 2500 м вскрывают газовый пласт. После подъема бурового инструмента при прохо5вдении очередного рейса сквалшна простаивает некоторое время. Из скважины начинается перелив раствора вследствие газирования раствора в сквалсине газом, поступающим из пласта. По мере газирования

и плотности бурового раст- 45

30

40

вора проявление усиливается. Для герметизации устье закрывают плашками глухого превеитора, затем опускают в стол ротора бурильную трубу 11, на которзао навернута ведущая труба,

и закрьшают трубные плашки превенто- ра 6. Через открытый отвод 7 превен- торной сборки б замеряют плотность выходящего из скважины газированного раствора, которая равна 1,05 г/см.

55 При закрытых задвижках на отводах 7 превентора замеряют давление в стволе скважины на устье, предварительно открыв плашку глухого превентора.

Определяют эквивалентную среднюю плотность газированного бурового раствора внутри сменной обсадной колонны, которая равна 1,12 г/см , При давлении на устье 20 кг/см и необ ходимой величине превышения противодавления на пласт 10% над фakтичec- ким пластом необходимая величина гидростатического давления столба раствора в колонне равна 330 кг/см . Фактическая величина равна 0,1x1, 12 2500 280 кгс/см. Разницу в 50 кг/см создают путем закачки в колонну 3 из межтрубного пространства раствора плотностью 1,8 г/см с подъемом его на высоту 50:10,1 х(1,8-1,12) 735 м.

Расчетный объем закачиваемого через межтрубное пространство

221307

раствора равен О, 785 0,201 735 23,4 м

После закачки расчетного объема утяжеленного раствора закрьгоают зад- 5 вижку на отводе 7 и, убедившись в. отсутствии избыточного давления на устье, открывают плашки превентора, отворачивают ведущую трубу, спускают бурильные трубы до забоя и-за10 мещают в скважине составной столб утяжеленного и газированного раство-; ров раствором эквивалентной плотное- ти. Необходимая эквивалентная плотность бурового раствора для продол15 женин бурения равна 330:(,1) 1,32 г/cм

Продолжают бурение скважины с использованием бурового раствора плотностью Г./СМ .

И

ВНИИПИ Заказ 1558/37 Тираж 548 Подписное

Филиал ППП Патент

г. Ужгород,,ул. Проектная, 4