Способ бурения скважины в осложненных условиях Советский патент 1993 года по МПК E21B21/08 

СП

с

Использование: втазодобывающей промышленности, в частности при строительстве скважин при наличии в их разрезе высоконапорных малодебитных объектов. Сущность изобретения: осуществляют исследования по определению процента падения плотности бурового раствора при ограниченных проявлениях из высоконапорного малодебитного пласта и затем на -основе определенного процента выбирается требуемая плотность бурового раствора для бурения низконапорного продуктивного пласта.

Изобретение относится к горной промышленности, в частности к бурению нефтяных и газовых скважин с регулированием гидростатического давления, и может быть использовано при совместном бурении высоконапорных малодебитных и напорных продуктивных объектов.

Целью изобретения является повышение эффективности способа бурения при совместном вскрытии высоконапорного вышележащего малодебитного и нижележащего низконапорного продуктивного пласта.

Поставленная цель достигается тем, что согласно способу вскрытия проявляющей залежи, периодическую выдержку скважины без циркуляции, возобновление промывки скважины и определение при этом процента снижения плотности бурового раствора при газопроявлении из высоконапорного малодебитного пласта, периодическую выдержку скважины без циркуляции

проводят в течение времени, равном продолжительности выполнения технологических операций, не требующих промывки скважины, причем процент снижения плотности бурового раствора в скважине определяют при ограничении однородных флюидопроявления из высоконапорного малодебитного пласта, а плотность буро- . вого раствора для совместного вскрытия высоконапорного малодебитного и низконапорного продуктивного пластов повышают на величину полученного процента снижения плотности бурового раствора по отношению к плотности бурового раствора, необходимой для вскрытия низконапорного продуктивного пласта.

Способ осуществляется следующим образом.

С целью оценки возможного совместного бурения малодебитного высоконапорного пласта и нижележащего продуктивного низконапорного пласта перед вскрытием

со

00 Јь (Л Os

низконапорного пласта снижают плотность раствора в скважине до величины (ниже градиентов пластовых давлений в высоконапорном пласте), необходимой для вскрытия низконапорного продуктивного пласта. При получении флюидопроявления оценивается его интенсивность и выбросоопасность. Если малодебитный высоконапорный объект невыбросоопасен, то после стабилизации скважины (получения возможности промывки скважины при открытом устье и при использовании плотности раствора необходимого для бурения нижележащего интервала) производят подъем инструмента и последующий спуск в скважину рабочей компоновки, включающей запорно-пово- ротный кран и глубинный самопишущий манометр, установленный в нижнем конце бурильного инструмента (ниже ЗПК). После спуска рабочей измерительной компоновки скважину оставляют без циркуляции до истечения контрольного времени (например, времени на выполнение СПО, каротажных и т.д.). Затем возобновляют циркуляцию и при начале выхода на устье скважины разгазированной (разбавленной пластовым флюидом пачки), забойной пачки, закрывают ЗПК и замеряют гидростатическое давление в затрубном пространстве. Замеры на устье скважины осуществляют периодически на всем протяжении выхода раствора при возобновлении циркуляции, включая время выхода разгазированной забойной пачки на устье. После интерпретации полученных данных процент снижения средней плотности раствора по стволу при возможной аварийной закупорке нижней части бурильного инструмента и вследствие этого, невозможности передачи гидростатического трубного давления на проявляющие объекты,

Следовательно, требуемая плотность раствора для совместного бурения малоде- битного высоконапорного пласта с остальной низконапорной частью разреза должна быть выше на величину процента снижения плотности раствора, полученного при замерах, чем того требуют условия вскрытия остальной низконапорной части разреза.

Пример. Реализация способа была осуществлена при бурении отложений УП горизонта и нижележащих продуктивных келловей-оксфордских отложений в скважине 2 Чарыгель.

Интервал залегания УП горизонта 3007- 3049 м, имеет в своем составе три продуктивных пропластика 3008-301.0 м, 3025-3029 м, 3038-3040 м. Градиент пластового давления равен 1,8 МПа/100 м. С целью получения данных о фактических давлениях в стволе скважины, возникающих при движении разгазированной забойной пачки во время возобновления циркуляции, на глубине залегания УП горизонта (3008 м) произведены замеры фактических давлений как в

5 трубном, так и в затрубных пространствах на различных этапах циркуляции, возобновленной после 72 часового отсутствия промывки скважины.

Перед возобновлением циркуляции 0 скважина была заполнена раствором средней плотности 1420 кг/м . Первый замер давления в затрубном пространстве осуществлен после закачки 16,7 м раствора плотности 1420 кг/м . Из скважины выходил

5 раствор плотностью 1400 кг/м3, газопоказания до 3%, Второй замер осуществлен при закачке в скважину 39,7 м3 раствора плотностью 1420 кг/м . Из скважины выходил раствор плотностью 1280 кг/м3. Третий за0 мер осуществлен после прокачки 63 м3 раствора, причем в это время из скважины выходил раствор плотностью 600-8.00 кг/м3, газопоказания от 35 до 87%. На 110 минуте прокачки была закрыта превенторная уста5

новка, промывка осуществлялась через штуцерную батарею.

При выходе забойной разгазированной пачки на устье скважины, во время третьего замера, давление в затрубном пространстве

0 снизилось до 39 МПа. Следовательно, средняя плотность раствора в затрубном пространстве, при выходе разгазированной пачки на устье скважины составила 1300 кг/м3..

5 Для стабилизации плотности раствора и доведения его плотности до 1420 кг/м по всему циклу потребовалось промывать скважину в течение 2 ч 45 мин.

Так как первоначальная плотность рас0 твора в скважине была 1420 кг/м3, а после выхода на устье забойной пачки средняя плотность в затрубном пространстве упала до 1300 кг/м3, то процент возможного падения средней плотности раствора по стволу

5 составляет 8,5%. Нижележащие продуктивные келловей-оксфордские отложения имеют градиент пластового давления, равный 1,15 МПа/100 м. Следовательно, для его бурения требуется раствор минимальной

0 плотности (согласно ЕТП 4-7% превышения над пластовым) 1240 кг/м3 и с учетом падения плотности при частичных проявлениях из высоконапорного УП горизонта, требуемая плотность раствора для их совместного

5 вскрытия составляет 1340-1360 кг/м3,

Использование заявл яемого способа на

скважине 2 Чарыгель позволило отказаться

от спуска в скважину 194 мм безмуфтового

хвостовика, предназначенного для пере крытияУП горизонта, идобурить в скважину

диаметром долота 215 мм. Таким образом, использование предлагаемого способа позволит упростить конструкцию скважины, а также снизить затраты на углубление в связи с увеличением зазоров и снижением гид- родинамических давлений.

Фактический экономический эффект от использования способа на скважине 2 Ча- рыгель составил 41,6 тыс.руб.

Фор мула изобретения. Способ бурения скважины в осложненных условиях, включающий вскрытие бурением проявляющей залежи, периодическую выдержку скважины без циркуляции, возобновление промывки скважины и определение при этом процента снижения плотности бурового раствора при газопроявлении из высоконапорного малодебитно- го пласта, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности при

совместном вскрытии высоконапорного малодебитного и нижележащего низконапорного продуктивного пластов, периодическую выдержку скважины без циркуляции проводят в течение времени, равного продолжительности выполнения технологических операций, не требующих промывки скважины, причем процент снижения плотности бурового раствора в скважине определяют при ограниченных однородных флюидопроявлениях из высоконапорного малодебитного пласта, а плотность бурового раствора для совместного вскрытия высоконапорного малодебитного и низконапорного продуктивного пластов повышают на величину полученного процента снижения плотности бурового раствора по отношению к плотности бурового раствора, необходимой для вскрытия низконапорного продуктивного пласта.