Способ бурения скважины в осложненных условиях Советский патент 1982 года по МПК E21B21/08 

(54) СПОСОБ БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ

Изобретение относится к бурению скважины, в частности к регулированию забойного давления- в системе . скважина-плат и может быть использовано при бурении нефтяных и газовых скважин, а также при бурении скважин на воду и твердые полезные ископаемые.

Известен способ бурения скважины а осложненных условиях при наличии АВПД, заключающийся в том, что для предотвращения нефтегазоводопроявлений, поглощений и фонтанов, противодавление на пласт, т.е. забойное давление, регулируют изменением плотности бурового раствора tl.}Однако при- осуществ/хении указанного способа необходимым условием является точное определение таких параметров пласта, как пластовое давле-. ние, давление гидроразрыва и проницаемость, что является сложной научнотехнической задачей, так как необходимо прогнозировать указанные пара.метры.

Плотность бурового раствора необходимо постоянно поддерживать в очень жестких пределах, обусловленных величиной пластового давления в зоне АВПД (верхний предел) , а также величиной давления гидроразрыва и башмака промежуточной обсгодной колонны и ожидаемой высотой газовой пачки в случае аварийного газового выброса (нижний предел). Вьшолнение данного условия является весьма сложной задачей, так как оно связано с утяжелением (облегчением) и стабилизацией при помощи физико-хими;ческой обработки большого объема (до 200 м) циркулирующего бурового раствора. При этом выбор рецептуры обработки необходимо осуществлять оперативно и безошибочно. Максимальная оперативность регулирования плотности бурового раствора соответствует времени полного цикла циркуляции, что составляет обычно 2-3 ч. Зачайтую указанного времени бывает недостаточно, чтобы предотвратить начинанмцееся нефтегазопроявление или поглощение, т.е. регулирование плотности бурового раствора не может быть осуществлено оперативно, что в конечном счете может привести к нефтегазопроявлению, поглощению, выбросу или фонтану.

Применяемый для повышения оперативности регулирования плотности метод использования двух растворов с различной плотностью также не perшает этой проблемы. В процессе разбуривания пластов с АВПД на буровой необходимо постоянно иметь запас утяжеленного раствора в количестве одно-двухкратного объема ствола скважины, причем запасной раствор необходимо периодически перемешивать, контролировать и .поддерживать необходимую его плот ность. Рассматриваемый способ не позволяет вскрывать горизонт с АВПД без предварительного перекрытия промежуточной обсадной колонной вышележа щих проницаемых пластов с более низк градиентом пластового давления или низким градиентом гидроразрыва. Это вызывает необходимость спуска и цем нтирования нескольких обсадных колонн при чередовании в разрезе сква жины нескольких пластов с различной аноминальностью пластового давл ния, а также пластов с различными градиентами давления гидроразрыва. В конечном счете с учетом отмеченных недостатков, основным из которых является невозможность one-, ративного регулирования плотности, указанный способ не обеспечивает на дежного предупреждения возникновеНИН нефтегазопроявлений, газонефтяных выбросов и фонтанов, а также поглощений бурового раствора в продессе проводки скважин в сложных геологических условиях. Известен также- способ бурения скважины в осложненных условиях, включающий регулирование противодавления по всему стволу скважины путем изменения показателей структу но-механических свойств бурового раствора, осуществляемое изменением интенсивности физико-механическо го, воздействия на последний в процессе бурения 2. Известный способ позволяет регулировать вязкость бурового раство только при наличии в стволе скважины колонны бурильных труб, т.е. для случаев когда колонна бурильных тру поднята из скважины (для смены доло та, спуска очередной обсадной колонны, для проведения ремонта буров го оборудования и дрД данный способ не обеспечивает предупреждение воз икновения газонефтепроявляений и ЧРГЛОщениЙ бурового раствора. Кроме того, известный способ основан при применении в качестве бурового раствора специальных жидкостей, вязкость которых изменяется по действием электрического поля. Однако данные жидкости весьма чувствительны к влиянию примесей. В част ности, в случае использования этой жидкости в качестве бурового раство ра ее состав, а следовательно, и свойства постоянно меняются в зависимости от содержания в ней выбуренной породы, пластовых вод, растворимых или диспергированных примесей нефти и газа. Это снижает надежность способа, а также надежность предотвращения нефтегазопроявлений и поглощений бурового раствора из-за возможных отказов в системе электропитания. Цель изобретения - повышение надежности предотвращения нефтегазопро-i явлений и поглощений бурового раствора. Указанная цель достигается тем,, что согласно способу бурения скважины в осложненных условиях, включающему регулирование противодавления по всему стволу скважины путем изменения показателей структурно-механических свойств бурового раствора, осуществляемое изменением интенсивноети физико-механического воздействия на последний в процессе бурения, в качестве бурового раствора ИСПОЛЬЗУЮТ предельно, структурировёиную , предельно пластичную буровую пас-, ту, а физико-механическое воздействие осуществляют продольной вибрацией бурильных груб с амплитудой колебаний в пределах 0,05-2,0 мм и с частотой в пределах 20-1000 Гц и/или гидроимпульсными колебаниями в столбе бурового раствора с амплитудой в пределах 0,1-, 15: кг/см и с частотой в пределах 20-1000 Гц. . Кроме того, предельное динамическое напряже.ние сдвига буровой :Пасты, выбирают в пределах 500-10000 мг/скг На фиг.1 и 2 изображена принципиальная схема реализации способа соответственно при спуско-подъемных операциях и в процессе бурения. Сущность способа заключается в том, что регулирование противодавления на пласты по всему стволу скважины осуществляют изменением показателей структурно-механических свойств бурового раствора, в частности изменением величины предельного динамического напряжения сдвига. В качестве бурового раствора применяют предельно структурированную высокогшастичную дисперсную систему с большой прочностью сцепления частиц в коагуляционном контакте, например высококонцентрированную пасту натриевого бентонита, приготовленную на водной основе и обработанную реагентами-стабилизаторами. структурированная предельно -пластичная буровая паста это дисперсная система с коагуляционной структурой, для которой кривую течения можно построить лишь в

условиях вибрационного фона (пок1аэатель тиксообработки равен не менее 100 ед., пластичность по Воларовичу составляет не менее 100 ед.)

Например, в качестве предельно структурированной предельнопластичной буровой пасты может быть использован следующий состав,%: Азиамарский бентонит15Флотационный барит 30 Игетан (реагентстабилизатор)0,1 КМЦ-500 (реагентстабилизатор) . 0,5 Вода Остальное Буровая паста данного состава имеет следующие параметры te стати.ческих УСЛОВИЯХ:плотность 1 50 г/см условия вязкости по ПВ-5 - не течет, водоотдача 1-3 см, сне/ 600 мг/см, эффективная вязкость 50

Таким образом, основным регулируемым параметром является предельное напряжение сдвига бурового раств .ра.

Регулирование показателей структурно-механических свойств бурового раствора осуществляют изменением интенсивности вибровоздействия на него как механическим путем (при помощи вибрации колонны бурильных труб) , так и гидроимпульсами,передаваемыми буровому раствору от бурового насоса. При необходимости оба вида вибровоздействия на буровой раствор совмещают. Во всех случаях в момент остановки циркуляции бурового раствора в скважине прекращают вибровоздействие, и последний практически мгновенно принимает .исходное Состояние, характеризующееся максимальной величиной предельного напряжения сдвига (а также вязкости, адгезионных сил). Максимальная величина предельного напряжения сдвига зависит от состава высокоструктурированной буровой шасты;;; эту величину подбирают таким образом, чтобы она совместно с весом столба раствора заданной плотности оказывала противодействие давлению пласта с АВПД (с учетсял заданного коэффициента запаса прочности) в статическом состоянии. Перед пуском буровых насосов вибровоздействие возобновляют, начиная с заданной максимальной интенсивности для снижения пускового давления. После установления циркуляции бурового раствора в скважине вибровоздействие на него снижают до заданной величины интейсивности, лри ко-ророй устанавливается (при заданной постоянной производительности буровых насосов и заданной скорости вращения бурильных труб) . величина предельного напряжения-

сдвига раствора, которая обеспечивает заданное гидродинамическое давление в затрубном пространстве, что совместно с весом столба раствора оказывает заданное противодавление на пласт с максимальным градиентом давления (с учетом заданного коэффициента запаса прочности).

С целью снижения вероятности по-. глощения бурового раствора пластами, склонными к гидроразрыву или погло щению и лежащими выше пласта с АВПД, в процессе циркуляции интенсивность вибровоздействия на раствор дифференцируют по стволу скважины, а именно

повьпиают интенсивность вибровозI действия на раствор в интервале залегания пластов, где возможно поглощение, снижая этим гидродинамическое давление на эти .пласты, и сннжают интенсивность вибровоздействия в интервале залегания пласта с АВПД и его. покрышки, повышая за счет этого гидродинамическое давление на ; .данные пласты. Вероятность возникновения значительных поглощений невелика, так как предельно структурированная предельно пластичная буровая паста, проникая в приствольную зону поглощающего горизонта, выходит из области вибровоздействия и принимает исходное твердообразное состояние; препятствуя развитию поглощения.

Способ бурения осуществляется следующим образом.

В разрезе, вскрываемом скважиной 1 имеется продуктивный горизонт 2 с АВПД, непроницаемый пласт-покрышка 3 продуктивного горизонта, проницаемый пласт 4 с нормальным плас-ТОВЫМ давлением и непроницаемый пласт 5. Верхняя часть разреза перекрыта промежуточной обсадной колонной б. В компоновку бурильной колонны входят долото 7, утяжеленные бурильные трубы 8 (УБТ) и бурильные трубы 9. Для регулирования предельного напряжения сдвига бурового раствора путем вибрационного воздействия на него по всему стволу скважины используется в качестве спуско-подъемного оборудования гидроподъемник 10 с гидроимпульсным масляным насосом 11. Кроме того, применяется буровой насоС 12 гидроимпульсного действия. Частота и гьмплитуда гидравлических импульсов масляного и бурового насосов регу.лируются при помощи перепускных клапанов. Поэтому гидроподъемник за счет работы импульсного масляного насоса передает на бурильную колонну продольные колебания, как в процессе ее спуско-подъема, так и при нахождении последней в покое. Импульсный буровой насос генерирует при прокачивании бурового раствора продольные и поперечные колебания столба раствора в бурильных трубах и в затрубном пространстве. Таким образом, обеспечивается возможность, осуществления в течение заданного времени регулируемого вибровоздействия на буровой растнор по всему стволу скважины: в процессе спуско-подъема - за счет виброколебаний бурильной колонны; в процессе бурения, проработки или промывки , скважины - за счет совместных вибро-, колебаний бурильной колонны и столба бурового раствора, либо только за счет последнего фактора.

Дифференцирование интенсивности вибровоздействия на буровой раствор по стволу скважины осуществляется изменевием величин волнового сопротивления на различных участках бурильной колонны. Это достигается за счет того, что УБТ 8 и бурильные трубы 9 ксянпонуют из труб, имеющих различную жесткость и модуль упругости.

Пример. Нижняя часть разреза газового месторождения Вухаро-Хивинской газонефтеносной области, представлена газоносным высокопроницаемым пластом 2 мощностью 200 м, залегающим в интервале 2800-3000 м и имеющим градиент пластового давления Р 0,20-кг/см м; непроницаемым пластом-покрьдикой 3 мощностью 500 м,залегающим в интервале 23002800 м; градиент гидроразрыва плас- та не известен; проницаемым непро- . дуктивным пластом 4 мощностью , залегающим в интервале 2200-2300 м и. имеющим градиент пластового давления Р 0,12 кг/см м; непроницаемым пластом 5, в кровлю которого . спущена промежуточная обсадная колонна б, зацементированная до устья.

Диаметр промежуточной обсадной колонны 219 мм. Бурение ствола скважины 1 в осложненной зоне осуществляется долотом 7 диаметром 190 мм

с использованием утяжеленных бурильных труб 8 (УБТ) диаметром 146 мм, длиной 100 м- и бурильных труб 9 диаметром 114 мм. Для осуществления виб овоздействия на буровой раствор в.скважине используется гидроподъемник 10, снабженный гидроимпульсным масляным насосом 11, а также буровой нЬсос 12 гйдроимпульсного действия. В((рхнюю часть разреза разбуривают

с использованием нормального бурового раствора. Не доходя 30-40 м до кровли пласта 2, в скважину спускают колонну бурильных труб и УНТ, скомпонованную таким образом, чтобы нижняя ее часть, находящаяся против интервала залегания пласта 3 (а в Дсшьнейшем и против пласта 2), имела максимальное волновое сопротивле

ние, а вся остальная часть - минимальное волновое сопротивление. После этого в скважине меняют нормальный буровой раствор на предельно структурированную предельно, пластичную буровую пасту,-Закачивая ее через бурильные трубы с осуществлением на нее максимального вибровоздействия колебаниями бурильных труб и гидроимпульсами с тем, чтобы максимально понизить предельное напряжение сдвига бурового раство ра и ускорить процесс закачивания ее в скважину. Максимальное предельное напряжение сдвига бурового раствора в исходном состоянии равно 2000 кг/с Исходя из этого, с учетом известной зависимости определяем давление, которому может препятствовать заданный буровой раствор, отнесенное к кровле пласта 2. Величина этого давления составляет около 295 кг/см для затрубного пространства и около 240 кг/см для трубного пространства. Аналогичные результаты получают также при бурении скважины по известному способу. С учетом этого минимально допустимая плотность бурового раствора- в статическом состоянии составляет 1,14 г/см- или около 1,65 г/см с коэффициентом запаса, принятым рав ннм 1,5.

С учетом принятой величины плотности бурового раствора, равной 1,65 г/см, гидростатическое давление столба раствора у кровли пласта 2 составляет 476 кг/см, тогда . как пластовое давление составляет 560 кг/см. Отсюда минимальное гидродинамическое давление в затрубном пространстве в процессе бурения составляет 84 кг/см. С учетом, коэффициента запаса, равного 1,2, необходимое гидродинамическое давление составляет около 100 кг/см .

Бурение начинают при минимальной производительности бурового насоса с максимальным его гидроимпульсньим воздействием на буровую пасту. При этом пусковое давление на насосе минимально. В случае необходимости для снижения пускового давления осуществляют вибровоздействие на буро-, вой раствор колонной бурильных труб, для чего до начала циркуляции включают на определенное время гидроимпульсный масляный насос 11 гидроподъемуика 10, на котором подвешены бурильные трубы. Масляный насос работает при этом через гидроимпульсный перепускной клапан, а шток гидроподъемника остается в заданном положении. После начала остановившейся циркуляции бурового раствора при необходимости увеличивают производител ность бурового насоса с тем, чтобы

гидродинамическое давление в затрубном пространстве составляло около 100 кг/см . Одновременно включают вращение.бурильной колонны и начинают углубление скважины по .нижней части пласта 3. В процессе бурения наблюдают за уровнем раствора в приемной емкости насоса. При обнаружении снижения уровня, что является признаком поглощения раствора, включают гидроимпульсный масляный насос 11 гидроподъемника 10 для снижения гидродинамического давления на поглощающий пласт 4 за счет снижения предельного напряжения сдвига раствора в верхней части ствола скважины под вибровоздействием колонны бурильных труб. Интенсивность вибровоздействия колонны бурильных труб на буровой раствор регулируют изменением интенсивности работы гидроимпульсного масляного насоса гидроподъемника до тех пор, пока не будут устранены признаки поглощения, т.е. когда основная часть необходимого гидродинамического Давления будет создаваться в нижней части ствола скважины в интервале залегания пластов 2 и 3, а меньшая часть в верхнем интервале. Одновременно корректируют производительность импульсного бурового насоса 12 для обеспечения необходимого гидродинамического давления в затрубном пространстве с учетом изменившегося предельного напряжения сдвига бурового раствора в верхней части ствола. Таким образом, до вскрытия продуктивного пласта 2 в процессе первого долбления и с использованием предельно структурированной предельно пластичной буровой пасты подбирают необходимые технологические параметры процесса дальнейшего бурения: производительность бурового насоса и интенсивность вибровоздействия (см. таблицу) на буровой раствор из условия недопущения газопроявлений из продуктивного пласта и поглощений в верхней части разреза. После этого разб5фивают нижнюю часть пласта 3 и вскрывают газоносный пласт 2. Процесс бурения по продуктивному пласту 2, промывку и проработку ствола скважины осуществляют с постоянными заданными величинами производительности бурового :насоса1 и интенсивности вибровоздействий на буроврй раствор, обеспечивающими постоянное гидродинамическое давление в затрубном пространстве, составляющее не менее 100 кг/см . При этом в случае возникновения газопроявления, что может быть следствием неправильного определения пластового давления или снижения предельного напряжения сдвигги бурового раствора,

корректируют в сторону увеличения производительность бурового насоса (одновременно снижают или прекращают вибровоздействие бурильных труб на буровой раствор). В случае возникновения поглощения корректируют в сторону увеличения интенсивность вибровоздействия бурильными трубами на буровой раствор. В обоих случаях корректировки, регулирующие проти- .

10 водавление в системе скважина-пласт, осуществляют практически мгновенно. Это позволяет надежно предотвращать нефтегазопроявления и поглощения в процессе бурения. Кроме того, при

5 этом максимально сохраняются коллекторские свойства продуктивного пласта. В статическом состоянии поглощение исключено, так как пластовое давление превышает вес столба раст0вора. В процессе бурения возможно проникновение бурового раствора только в ограниченную часть приствольной зоны пласта, так как он,.выйдя из области вибровоздействий, мгновенно

5 принимает твердообразное состояние.

Перед началом спуско-подъемных операций останавливают буровой насос, за счет чего буровой раствор практически мгновенно принимает в скважине исходное твердообразное состояние.

0 Для снижения поршневого эффекта в стволе скважины включают импульсный режим работы гидроподъемника, осуществляя для окончания спуско-подъема вибровоздействие на бурильные

5 трубы с минимальной амплитудой и максимальной частотой (см. таблицу), За счет этого в непосредственной близости от стенок бурильных труб буровой раствор приобретает максималь.

0 ную текучесть, ooтвeтcтвyющyю ми нимальному предельному напряжению сдвига, сохраняя в основной своеймассе предельное напряжение сдвига, :близкое к максимальному. В процессе

5 спуско-подъема бурильной колонны столб бурового раствора в трубном и затрубном пространс;твах сохраняет в максимальной степени свои структурно-механические свойства, уравно0вешивая за счет этого некомпенсированную весом столба часть пластового давления газоносного горизонта. С другой стороны,высокочастотная малоамплитудная вибрация бурильных

5 труб обеспечивает нормальное опорожнение или заполнение труб соответственно при их подъеме или спуске, предотвращая этим эффект поЕЯпнева ния в скважине. .

0

Таким образом, путем изменения интенсивности вибровоздействия регулируют предельное напряжение сдвига бурового раствора в процессе таких операций, как углубление скна5

жины (а также промывка, проработка) и спуско-подъем бурильных труб (а также наращивание). Во всех остальных случаях, когда буровой раствор в скважине находится в покое, практически мгновенно восстанавливается его максимальное предельное напряжение рдвига.

Основные величины регулируемых параметров во время вьтолнения различных технологических операций при ведены .в таблице,J

В приведенном примере показана возможность тфоводки скнажины при нал Аичии неразобщенных пласта с АБПД и поглощающего пласта с использованием бзгрового раствора, плотность которого ниже эквивалентного аномального градиента давления. Предлагаемый способ не требует точного определения величин пластовых давлений к давлений гидроразрыва вскрываемых пластов. Если использовать высокоетруктурированиую буровую пасту с плотностью, точно соответствукндей эквивалентному градиенту давления пласта с АВПД, то при этом надежность способа в смы,сле предупреждения возможных осложнений еще более увеличивается.

По сравнению с известным предлагаемый способ бурения в осложненных условиях обеспечивает надежное предотвращение таких осложнений, как нефтегазопроявления, фонтаны и поглощения бурового раствора за счет практически мгновенного регулирования противодавления на пласт. Надежность предотвращения осложнений 100%.

Возможность автоматизации управления противодавлением на пласт обеспечивается за счет использования принципа регулирования предельного напряжения сдвига предельно структурированной предельно пластичной буровой пасты физико-механическими методами.

Использование способа позволяет упростить конструкцию скважины, исключает необходимость точного определения пластовых давлений и давлений гидроразрыва вскрываемых пластов исключает необходимость поддержания заданной величины плотности бурового раствора в весьма ограниченных пределах, а также обеспечивает максималную сохранность коллекторских свойст продуктивного пласта.