Способ вскрытия проявляющих залежей Советский патент 1992 года по МПК E21B21/08 

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для изоляции газоводяных притоков из малодебитных высоконапорных объектов.

Известен способ изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах, предусматривающий создание в водонасыщенной части пласта водонепроницаемого экрана, который создается путем отбора воды до образования в около ствольной зоне нефтяного конуса (1).

Данный способ можно осуществить только тогда, когда есть четкая граница разделения пластов, насыщенных водой, нефтью или другими типами флюидов. При многофазовой системе создать таким образом непроницаемый экран затруднительно, так как вместо подтягивания однородного состава пластового флюида в зону депрессионной воронки устремляется многофазная система и, следовательно, экран не получается:

Наиболее близок к предлагаемому способ изоляции газового пласта, включающий закачку в призабойную зону порции воды и продавку ее на глубину изоляции пласта, причем цикл, включающий закачку порции воды и пуск скважины, периодически повторяют до прекращения притока газа из пласта (2).

Недостатком данного способа является то, что газон епр 6ница ёмый экр а н создается путем принудительной закачки в приствольную зону воды. При изоляции высоконапор- ных объектов требуется создание значительных устьевых давлений для обеспечения тока ствол скважины-пласт. А так как пласт низкопроницаемый, для создания

О

J

ел ел

газонепроницаемого экрана требуются давления, близкие к давлениям гидроразрыва. Причем гидроразрыв пласта не исключен и, следовательно, не исключена вероятность интенсификации притока вместо его изоляции.

Цель изобретения - повышение эффективности изоляции проявляющей залежи, представлен ной в верхней высоконапорным малодебитным пластом.

Поставленная цель достигается тем, что согласно, способу вскрытия проявляющих залежей, включающему вскрытие бурением проявляющей залежи и изоляцию флюидоп- роявлений промывочной жидкостью, оценивают интенсивность снижения плотности промывочной жидкости при возникновении газопроявлений из высоконапорного мало- дебитного пласта и, в случае снижения плотности не более чем на 30%, вскрывают проявляющую залежь на полную мощность с использованием промывочной жидкости с плотностью, обеспечивающей устойчивость необсаженного ствола скважин. Затем периодически выдерживают скважину без циркуляции и возобновляют промывку с введением замеров интенсивности снижения плотности промывочной жидкости, фор- мируя при этом газонепроницаемый жидкостный экран высоконапорного мало- дебитного пласта разгазированием в около- ствольной зоне скважины, причем формирование жидкостного экрана контролируют по замерам интенсивности снижения плотности и прекращают формирование при снижении последней не более чем на 7-10% при возобновлении промывки.

Способ осуществляют следующим образом.

При возникновении проявления из высоконапорного малодебитного объекта оценивают интенсивность падения плотности бурового раствора. Если плотность раствора не снижается более чем на 30% (при снижении более чем на 30%, данный способ экономически невыгоден из-за значительных затрат времени на формирование газ о- непроницаемого экрана), при возобновлении циркуляции (после отсутствия промывки в течение времени, необходимого для выполнения технологических операций, не требующих промывки) вскрывают проявляющий объект на полную мощность, не увеличивая первоначальной плотности раствора. При этом минимальные значения плотности раствора регламентируются условиями сохранения устойчивости необсаженного интервала.

После вскрытия проявляющего горизонта на полную мощность выдерживают скважину без циркуляции с последующим возобновлением промывки для продолжения замеров интенсивности снижения плотности раствора.

С целью интенсификации притока во время разрядки (образования газонепроницаемого экрана) в скважину можно закачивать и более легкий раствор с последующей его заменой раствором контрольной плотности (например, раствором плотности, удовлетворяющей бурению нижележащей части скважины). Разрядку скважины производят до тех пор, пока плотность раствора (контрольной плотности) не будет снижаться более чем на 7-10% при возобновлении промывки, после остановки циркуляции на время, необходимое для выполнения технологических операций, не требующих промывки.

Пример выполнения способа. Интервал залегания проявляющего объекта в скважине № 5 Кервен 3157-3203 м содержит два высоконапо.рных проявляющих пропластка 3164-3166, 3174-3176 м, интенсивность падения плотности раствора (начальная) после возобновления циркуляции26%.

При вскрытии проявляющего объекта 3164 произошло резкое разгазирование раствора с падением его плотности с 1420 до 1020 кг/м . На стабилизацию параметров раствора после оставления скважины без промывки требовалось 16-18 (или 8-9 полных циклов дегазации и утяжеления). С целью получения непроницаемого экрана (по газу) за счет разгазирования газоводяного пласта в околоствольной части скважины произвели разрядку путем бурения проявляющего объекта до глубины 3203 на растворе плотностью (выходящего из скважины) 1 (20-1) 60 кг/м3 при закачке в

скважину раствора плотностью 1420-1460 кг/м . В дальнейшем углубление скважины прекратили и приступили к периодическим остановкам циркуляции на контрольное время 6, 12, 24, 36 ч. При возобновлении

циркуляции замеряли интенсивность падения плотности раствора при ее возобновлении, а также контролировали время, требуемое на стабилизацию раствора заданной плотности по всему циклу. По результатам данных замеров оценивали интенсивность газопроявления. Так, при возобновлении циркуляции по истечении 36 ч контрольного времени плотность раствора падала с 1300 до 1160 кг/м3, т.е. на 10-12%. На выравнивание л доведение плотности

раствора до 1300 кг/м3 по всему циклу требовалось 2-3 ч (или 1-1,5 цикла).

Работы по разрядке продолжались 9 суток. По истечении этого времени после ос- тановления скважины без промывки на контрольное время, равное 42 ч при выходе забойной пачки на устье скважины, плотность раствора снижалась с 1260 до 1180 кг/м3, т.е. на 2-4%. Чтобы определить полученный после разрядки коэффициент при- забойной закупорки испытали скважину в процессе бурения с использованием испытателей на трубах (КИИ-146),как до разрядки, так и после разрядки.

Результаты исследований следующие:

Пластовое давление на глубине 3157 м составило 51,8 МПа, или градиент пластового давления на подпакерной зоне равен 1,64 МПа/ЮОм.

Пласты насыщены газожидкостной смесью (газ, вода); коэффициент призабой- ной закупорки после разрядки и образова- ния газонепроницаемого экрана в приствольной части пласта 8,8; начальный коэффициент призабойной закупорки 3,6.

Скважина № 5 Кервен добурена до проектной глубины при использовании раствора плотностью 1260-1280 кг/м3. Проявляющий объект при этом не был изолирован обсадной колонной от нижележа- щей части скважины.

Использование предлагаемого способа вскрытия проявляющих залежей позволяет упростить конструкцию скважины, а также снизить затраты времени и материалов на выполнение работ по дегазации во время

газопроявлений из высоконапорного мало- дебитного объекта, и, следовательно, повысить коммерческие скорости бурения.

Формула изобретения Способ вскрытия проявляющих залежей, включающий вскрытие бурением проявляющей залежи и изоляцию флюидопроявлений промывочной жидкостью, отл и ч а ю щи йся тем, что, с целью повышения эффективности изоляции проявляющей залежи, представленной в верхней части высоконапорным малодебитным пластом, оценивают интенсивность снижения плотности промывочной жидкости при возникновении газопроявлений из высоконапорного малодебитного пласта и в случае снижения плотности не более чем на 30 % производят вскрытие проявляющей залежи на полную мощность с использованием промывочной жидкости с плотностью, обеспечивающей устойчивость необсаженного ствола скважины, затем периодически осуществляют выдержку скважины без циркуляции и возобновление промывки с введением замером интенсивности снижения плотности промывочной жидкости, формируя при этом газонепроницаемый жидкостной экран разгазированием высоконапорного малодебитного пласта в околоствольной зоне скважины, причем процесс формирования жидкостного экрана контролируют замерами интенсивности снижения плотности и прекращают его формирование при снижении последней не более чем на 7-10% при возобновлении промывки.

Использование: для изоляции газоводяных притоков из малодебитных объектов при бурении скважин. Сущность изобретения: вскрывают бурением проявляющую залежь. При возникновении проявления из высоконапорного малодебитного объекта оценивают интенсивность падения плотности бурового раствора. При снижении ее не более чем на 30% вскрывают проявляющую залежь на полную мощность. Затем формируют газонепроницаемый жидкостный экран, периодически выдерживая скважину без циркуляции и возобновляя промывку. По замерам интенсивности снижения плотности бурового раствора контролируют формирование жидкостного экрана и прекращают его формирование при снижении плотности не более чем на 7-10% при возобновлении промывки, (Л С