Способ бурения скважин в кусте Советский патент 1992 года по МПК E21B21/00 E21B43/00 

Изобретение относится к строительству скважин, в частности к способам кустового бурения скважин на нефть, воду и газ.

Цель изобретения - сокращение сроков бурения скважин куста при одновременном повышении качества вскрытия за счет ионного соответствия составов буровых растворов и пластовой воды продуктивных пластов. Для этого в первой скважине куста после вскрытия продуктивного пласта дополнительно вскрывают бурением первый нижележащий водоносный пласт, отбирают из него пластовую воду и используют ее для приготовления промывочных жидкостей для

бурения всех последующих скважин куста, причем после завершения бурения последней скважины куста отработанные промывочные жидкости закачивают в первый нижележащий под продуктивным пластом водоносный пласт первой скважины и изолируют его.

За счет того, что в способе бурение первой скважины в кусте ведут на водоносный горизонт, лежащий над нефтяным продуктивным пластом, при бурении последующих скважин в кусте (второй, третьей и т.д. и последней) для их промывки обеспечивается возможность использовать пластовую воо о

00

о

ду из этого водоносного горизонта и готовить буровые растворы на воде указанного водоносного горизонта.

Путем использования пластовой воды, добываемой из водоносного горизонта пер- вой скважины куста, возможно получать такие буровые растворы, которые обладают самыми минимальными допустимо низкими значениями вязкости и структурных свойств, при этом такие растворы сохраня- ют одинаковые значения их плотностей в течение всего времени бурения стволов скважин, а также такие растворы имеют полное ионное соответствие между составами буровых растворов и пластовых флюидов продуктивного пласта.

Низкие значения вязкости и структурных свойств буровых растворов обеспечивают полную очистку их от выбуренной породы (наработка твердой фазы вообще не происходит), что улучшает условия и показатели работы долот, способствуем быстрому выравниванию давлений под и над долотом при выполнении спуско-подъемных операций в скважине, в результате исключается репрессия на продуктивные пласты и резко снижается отрицательное влияние бурового раствора на качество вскрытия продуктивных отложений, сохраняет естественную проницаемость коллекторов, уменьшаются затраты времени на бурение.

Ионное соответствие между составами буровых растворов и пластовых флюидов продуктивного пласта еще более способствует сохранению естественной проницае- мости коллектора, а также предупреждает осыпи и обвалы глин, так как ионное соответствие исключает взаимные перетоки бурового раствора и пластовых флюидов и предотвращает образование осадков и эмульсий в пласте. Полное ионное соответствие между составом бурового раствора и пластовыми флюидами в предлагаемом способе обеспечивается за счет того, что пластовая вода водоносного горизонта, находящегося непосредственно под нефтяным продуктивным пластом, имеет полное сходство (сродство) по химическому составу с пластовыми водами нефтяного продуктивного пласта. .

В табл. 1 приведено сравнение ионного состава и минерализация пластовых вод продуктивного пласта, первого и второго водоносных горизонтов.

В табл. 2 указаны показатели свойств безглинистых буровых растворов с изменением глубины скважин в процессе их бурения.

Безглинистые буровые растворы, приготовленные на искусственно полученной воде того же ионного состава и плотности, что и природная пластовая вода, отличаются своим влиянием на коллекторские свойства продуктивного пласта.

В табл. 3 дано сравнение набухаемости бентонита в природной и искусственной пластовых водах одинакового ионного состава и плотности.

В табл. 4 приведено сравнение коэффициентов восстановления проницаемости после воздействия буровыми растворами, приготовленными на природной и искусственной пластовых водах одинакового ионного состава.

В табл. 5 показана эффективность данного способа бурения.

Способ бурения скважин в кусте осуществляют следующим образом.

Бурение производят с буровой установки БУ-75 БрЭ, смонтированной на площадке размерами 50x50 м. В кусте было намечено пробурить десять скважин.

Разрез стволов скважин сложен, в основном, устойчивыми породами, коэффициент аномальности пластового давления находится в пределах 0,977-1,129. По данным промыслово-геофизических исследований, выполненных в разведочных скважинах, было установлено, что нефтяной продуктивный пласт залегает в интервале 1524-1533 м яснополянского надгоризонта, а ниже его в интервале 1562,4-1568,8 м кровли турнейского яруса залегает водоносный горизонт.

Первую скважину в кусте бурят под эксплуатационную колонну диаметром 146 мм вначале с промывкой технической водой плотностью 100 кг/м3, доставленной с соседней скважины. С глубины 1400м бурение продуктивного нефтяного пласта первой скважины ведут на безглинистом буровом растворе на основе привезенной пластовой воды со следующими параметрами: плотность fp) 1130-1180 кг/м3; условная вязкость поСПВ-5(УВ50о)16-19с; показатель фильтрации по ВМ-6 за 30 мин (Ф) (8-10) м3; показатель концентрации водородных ионов (РН)7,0; содержание ионов кальция и магния (Ж) 415-607 мг-экв/л.

На этом растворе вскрывают нефтяной продуктивный пласт - яснополянский над- горизонт, производят дальнейшее углубление скважины до первого водоносного горизонта - кровли турнейского яруса - до глубины 1575 м. Затем спускают эксплуатационную колонну до 1575 м и производят ее цементирование. Перфорацию первой скважины осуществляют в интервале водоносного горизонта (кровли турнейскогО яруса) 1562,4-1568,8 м, затем спускают погружной электроцентробежный насос производительностью 30-40 м3/ч и начинают подавать пластовую воду плотностью 1100 кг/м на поверхность в накопительную емкость объемом 50 м3 для обеспечения бурения последующих скважин в кусте.Отработанные буровые промывочные жидкости и другие технологические отходы собирают в котлован объемом 200 м ; от бурения всех десяти скважин куста было собрано 2000 м буровых отходов в десяти котлованах.

Вторую скважину и все последующие скважины в кусте бурят по аналогичной технологии, но их перфорацию после крепления производят в интервале нефтяного продуктивного пласта 1524-1533 м яснополянского надгоризонта.

Бурение второй и остальных скважин в кусте до кровли продуктивного пласта (до 1400 м) производят с промывкой пластовой водой, добытой из водоносного горизонта первой скважины.

Вскрытие непосредственно нефтяного продуктивного пласта при бурении второй и. остальных скважин в кусте производят на безглинистом буровом, растворе, который готовят на пластовой воде, добытой из водоносного горизонта первой скважины, и обрабатывают акриловыми полимерами и солями-комплексообразователями в количестве 0,1-0,2 и 0,01-0,02 мас.% соответственно. Полученный безглинистый буровой раствор на такой воде имеет следующие параметры: плотность ( р) 1130-1140 кг/м ; условная вязкость по СПВ-5 (УВбоо) 15-16 с; показатель фильтрации по ВМ-6 за 30 мин (Ф) (8-10) м3; показатель концентрации водородных ионов (рН) 7,0; содержание ионов кальция и магния (Ж) 790-808 мг- экв/л, которые сохранялись в течение всего времени бурения стволов скважин.

Плотность бурового раствора при осуществлении предлагаемого способа сохранялась первоначальной в процессе всего времени бурения скважины в интервале его применения. При этом определено.содер- жание ионов солей в безглинистом буровом растворе и содержание ионов солей в пробах пластовых флюидов продуктивного нефтяного пласта.

Установлено, что они одинаковы и со-, ставляют, ммоль/л: анионы: СГ4486.6; S042 5,79; НСОз 2,33; катионы: Са2+510,46; Мд2+ 124,2; Na +K+3131,22.

После завершения строительства всех скважин в кусте из котлованов, в которые во время бурения скважин собирали отработанные буровые промывочные жидкости и

другие технологические, отходы бурения, производят их захоронение в водоносный горизонт первой скважины куста, для чего в первую скважину куста спускают насосно- компрессорные трубы с пакером, производят запакеровку на глубине 1547 м и начинают качать из каждого котлована отработанные буровые промывочные жидкости и другие технологические отходы с помощью цементировочного агрегата марки

ЦА-320М, прием насоса которого был установлен на плаву в котловане. Подачу отходов производят с производительностью 20 м /ч. После захоронения в водоносный пласт буровых отходов в первой скважине куста устанавливают цементный мост в интервале водоносного горизонта, герметичность цементного моста определяют путем опрес- совки его на 150 МПа и производят перфорацию первой скважины в интервале

нефтяного пласта - яснополянского надгоризонта (1524-1533) для последующего ее освоения.

.Предлагаемый способ бурения скважин в кусте позволяет:

исключить затраты на транспорт и доставку пластовой воды для приготовления буровых промывочных жидкостей и безглинистых буровых растворов на бурение сква- жин в кусте, начиная со второй скважины до последней включительно;

сократить расход материалов и реагентов, используемых для приготовления и обработки буровых растворов; сократить число долот, расходуемых на бурение стволов скважин;

сократить расход материальных средств на очистку стволов скважин перед цементированием и на восстановление ес- тественной проницаемости коллектора;

исключить материальные затраты на ликвидацию осыпей и обвалов глин при бурении скважин;

сократить затраты на строительство скважин, специально разбуриваемых для захоронения отходов бурения:, отработанных буровых промывочных жидкостей и других технологических отходов бурения;

повысить на 0,2-0,6 т/сут. м удельные дебиты скважин;

сократить затраты на рекультивацию земель вокруг буровой;

сократить тяжелый физический труд рабочих буровых бригад.

Формула изобретения

Способ бурения скважин в кусте, включающий последовательное бурение скважин с вскрытием продуктивного пласта бурением с использованием промывочной жидкости на водной основе, приготовленной на пластовой воде, отличающий- с я тем, что, с целью сокращения сроков бурения скважин куста при одновременном повышении качества вскрытия за счет ионного соответствия составов буровых растворов и пластовой воды продуктивных

0

пластов, в первой скважине куста после вскрытия продуктивного пласта дополнительно вскрывают бурением первый нижележащий водоносный пласт, отбирают из него пластовую воду и используют ее для приготовления промывочных жидкостей для бурения всех последующих скважин куста, причем после завершения бурения последней скважины куста отработанные промывочные жидкости закачивают в первый нижележащий под продуктивным пластом водоносный пласт первой скважины и изолируют его.

Нефтяной продуктивный с подошвенной водой

Первый водоносный

Второй водоносный

Нефтяной продуктивный с подошвенной

V ВОДОЙ -;

При бурении на нефтяной продуктивный пласт башкирского яруса Башкирский ярус 135.365,2 ,88 1бО,43 ,2

,12 66906,08 219,8

168,1.3

12992,3 ,2

66912,09 219,9 72018,06 256,t

Окско-серпуховский 125380,12 1051,98 надгоризонт

Турнейский ярус 159051,39 556,32Й2,13 ,4 180,8

При бурении на нефтяной продуктивныйпласт яснополянского надгоризонта

Яснополянский 157573,83 362,88 .66,9 19331,2 3976,56 72612,38 253,9

надгоризонт. ..-..

,12 66906,08 219,8

(О

12992,3 ,2

66912,09 219,9. 72018,06 256,t

,4 180,8

I-i-S.a.«.a.a.J

Набухаемость, $, в пластовой воде ПрироднойIИскусственной

- 1,152 г/см3 | р« 1,173 г/см5 I р« 1,152 г/см | /5- 1,173 г/см5

.139,350,654,9 ,8 37,1 50,252,3

.241,651,2 57,3

Таблица 4

Проницаемость Коэффициент восстановления образцов проницаемости после аозлей- керна, мкм действия раствором, приго- готовленныи на воде, %

природной искусственной

0,0469 7542

0,10126016,5

0,10535419,2

0,14345118,9

5 § л Н 9 а„5;

ПоказателиСпособ

известный |лредлагае- (мый

Цель буренияЭксплуатация

Способ буренияКомбинированный

Вид приводаЭлектрический

Глубина скважины, и23672367

Коммерческая скорость,

м/ст нес.759880

,. ПрЪходка на долото, м 39,4 83,0

Механическая скорость

проходки, м/ч 5,1 6,9

Время на один спуеколодъеи инструмента, ч 3,25 3,25

Время подготовительно- заключительных работ на один рейс, ч 2,58 2,58

Расчетные показатели

Количество долот, шт 2367:39,4-2367:83,0

-60- 28,5

Время механического бу- .-рения, ч2367:5,1 2367:6 9

463 343

Время слуско-подъемных 3,2560 -3,25:28,5

операций, ,6

Время подготовительно- 2,58-60 2,58-28,5 - заключительных работ, ч 154,8 -73,5

Итого времени, ч 812,8 509,1 Экономия времени, ч - 303,7

4Ъ

Изобретение относится к строительству скважины и предназначено к кустовому бурению скважин на нефть, воду и газ. Цель изобретения - сокращение сроков бурения скважин куста при одновременном повышении качества вскрытия за счет ионного соответствия составов буровых растворов (БР) и пластовой воды продуктивных пластов ПП. Для этого в первой скважине куста после вскрытия ПП дополнительно вскрывают бурением первый нижележащий водоносный пласт (ВНП). Отбирают из ВНП пластовую воду и используют ее для приготовления промывочных жидкостей для бурения всех последующих скважин куста. После завершения бурения последней скважины куста отработанные промывочные жидкости закачивают в первый ВНП первой скважины, нижележащий - под ПП, и изолируют его. За счет использования добываемой из ВНП первой скважины куста пластовой воды получают такие БР, которые обладают самыми минимальными допустимо низкими значениями вязкости и структурных свойств. Такие БР сохраняют одинаковые значения их плотностей в течение всего времени бурения и имеют полное ионное соответствие между составами БР и пластовых флюидов ПП.5табл.. (Л С