SU977695A1 - Способ бурени скважины в осложненных услови х - Google Patents

Description

(54) СПОСОБ БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ

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

Известен способ бурени  скважины а осложненных услови х при наличии АВПД, заключающийс  в том, что дл  предотвращени  нефтегазоводопро влений , поглощений и фонтанов, противодавление на пласт, т.е. забойное давление, регулируют изменением плотности бурового раствора tl.}Однако при- осуществ/хении указанного способа необходимым условием  вл етс  точное определение таких параметров пласта, как пластовое давле-. ние, давление гидроразрыва и проницаемость , что  вл етс  сложной научнотехнической задачей, так как необходимо прогнозировать указанные пара .метры.

Плотность бурового раствора необходимо посто нно поддерживать в очень жестких пределах, обусловленных величиной пластового давлени  в зоне АВПД (верхний предел) , а также величиной давлени  гидроразрыва и башмака промежуточной обсгодной колонны и ожидаемой высотой газовой пачки в случае аварийного газового выброса (нижний предел). Вьшолнение данного услови   вл етс  весьма сложной задачей, так как оно св зано с ут желением (облегчением) и стабилизацией при помощи физико-хими;ческой обработки большого объема (до 200 м) циркулирующего бурового раствора. При этом выбор рецептуры обработки необходимо осуществл ть оперативно и безошибочно. Максимальна  оперативность регулировани  плотности бурового раствора соответствует времени полного цикла циркул ции , что составл ет обычно 2-3 ч. Зачайтую указанного времени бывает недостаточно, чтобы предотвратить начинанмцеес  нефтегазопро вление или поглощение, т.е. регулирование плотности бурового раствора не может быть осуществлено оперативно, что в конечном счете может привести к нефтегазопро влению, поглощению , выбросу или фонтану.

Примен емый дл  повышени  оперативности регулировани  плотности метод использовани  двух растворов с различной плотностью также не perшает этой проблемы. В процессе разбуривани  пластов с АВПД на буровой необходимо посто нно иметь запас ут желенного раствора в количестве одно-двухкратного объема ствола скважины, причем запасной раствор необходимо периодически перемешивать, контролировать и .поддерживать необходимую его плот ность. Рассматриваемый способ не позвол ет вскрывать горизонт с АВПД без предварительного перекрыти  промежуточной обсадной колонной вышележа щих проницаемых пластов с более низк градиентом пластового давлени  или низким градиентом гидроразрыва. Это вызывает необходимость спуска и цем нтировани  нескольких обсадных колонн при чередовании в разрезе сква жины нескольких пластов с различной аноминальностью пластового давл ни , а также пластов с различными градиентами давлени  гидроразрыва. В конечном счете с учетом отмеченных недостатков, основным из которых  вл етс  невозможность one-, ративного регулировани  плотности, указанный способ не обеспечивает на дежного предупреждени  возникновеНИН нефтегазопро влений, газонефт ных выбросов и фонтанов, а также поглощений бурового раствора в продессе проводки скважин в сложных геологических услови х. Известен также- способ бурени  скважины в осложненных услови х, включающий регулирование противодавлени  по всему стволу скважины путем изменени  показателей структу но-механических свойств бурового раствора, осуществл емое изменением интенсивности физико-механическо го, воздействи  на последний в процессе бурени  2. Известный способ позвол ет регулировать в зкость бурового раство только при наличии в стволе скважины колонны бурильных труб, т.е. дл  случаев когда колонна бурильных тру подн та из скважины (дл  смены доло та, спуска очередной обсадной колонны , дл  проведени  ремонта буров го оборудовани  и дрД данный способ не обеспечивает предупреждение воз икновени  газонефтепро вл ений и ЧРГЛОщениЙ бурового раствора. Кроме того, известный способ основан при применении в качестве бурового раствора специальных жидкостей , в зкость которых измен етс  по действием электрического пол . Однако данные жидкости весьма чувствительны к вли нию примесей. В част ности, в случае использовани  этой жидкости в качестве бурового раство ра ее состав, а следовательно, и свойства посто нно мен ютс  в зависимости от содержани  в ней выбуренной породы, пластовых вод, растворимых или диспергированных примесей нефти и газа. Это снижает надежность способа, а также надежность предотвращени  нефтегазопро влений и поглощений бурового раствора из-за возможных отказов в системе электропитани . Цель изобретени  - повышение надежности предотвращени  нефтегазопро-i  влений и поглощений бурового раствора . Указанна  цель достигаетс  тем,, что согласно способу бурени  скважины в осложненных услови х, включающему регулирование противодавлени  по всему стволу скважины путем изменени  показателей структурно-механических свойств бурового раствора, осуществл емое изменением интенсивноети физико-механического воздействи  на последний в процессе бурени , в качестве бурового раствора ИСПОЛЬЗУЮТ предельно, структурировёиную , предельно пластичную буровую пас-, ту, а физико-механическое воздействие осуществл ют 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 колебани ми 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 напр же.ние сдвига буровой :Пасты, выбирают в пределах 500-10000 мг/скг На фиг.1 и 2 изображена принципиальна  схема реализации способа соответственно при спуско-подъемных операци х и в процессе бурени . Сущность способа заключаетс  в том, что регулирование противодавлени  на пласты по всему стволу скважины осуществл ют изменением показателей структурно-механических свойств бурового раствора, в частности изменением величины предельного динамического напр жени  сдвига . В качестве бурового раствора примен ют предельно структурированную высокогшастичную дисперсную систему с большой прочностью сцеплени  частиц в коагул ционном контакте, например высококонцентрированную пасту натриевого бентонита, приготовленную на водной основе и обработанную реагентами-стабилизаторами. структурированна  предельно -пластична  бурова  паста это дисперсна  система с коагул ционной структурой, дл  которой кривую течени  можно построить лишь в

услови х вибрационного фона (пок1аэатель тиксообработки равен не менее 100 ед., пластичность по Воларовичу составл ет не менее 100 ед.)

Например, в качестве предельно структурированной предельнопластичной буровой пасты может быть использован следующий состав,%: Азиамарский бентонит15 Флотационный барит 30 Игетан (реагентстабилизатор )0,1 КМЦ-500 (реагентстабилизатор ) . 0,5 Вода Остальное Бурова  паста данного состава имеет следующие параметры te стати .ческих УСЛОВИЯХ:плотность 1 50 г/см услови  в зкости по ПВ-5 - не течет , водоотдача 1-3 см, сне/ 600 мг/см, эффективна  в зкость 50

Таким образом, основным регулируемым параметром  вл етс  предельное напр жение сдвига бурового раств . ра.

Регулирование показателей структурно-механических свойств бурового раствора осуществл ют изменением интенсивности вибровоздействи  на него как механическим путем (при помощи вибрации колонны бурильных труб) , так и гидроимпульсами,передаваемыми буровому раствору от бурового насоса . При необходимости оба вида вибровоздействи  на буровой раствор совмещают. Во всех случа х в момент остановки циркул ции бурового раствора в скважине прекращают вибровоздействие , и последний практически мгновенно принимает .исходное Состо ние , характеризующеес  максимальной величиной предельного напр жени  сдвига (а также в зкости, адгезионных сил). Максимальна  величина предельного напр жени  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 учетс л заданного коэффициента запаса прочности) в статическом состо нии . Перед пуском буровых насосов вибровоздействие возобновл ют, начина  с заданной максимальной интенсивности дл  снижени  пускового давлени . После установлени  циркул ции бурового раствора в скважине вибровоздействие на него снижают до заданной величины интейсивности, лри ко-ророй устанавливаетс  (при заданной посто нной производительности буровых насосов и заданной скорости вращени  бурильных труб) . величина предельного напр жени -

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

С целью снижени  веро тности по-. глощени  бурового раствора пластами, склонными к гидроразрыву или погло щению и лежащими выше пласта с АВПД, в процессе циркул ции интенсивность вибровоздействи  на раствор дифференцируют по стволу скважины, а именно

повьпиают интенсивность вибровозI действи  на раствор в интервале залегани  пластов, где возможно поглощение , снижа  этим гидродинамическое давление на эти .пласты, и сннжают интенсивность вибровоздействи  в интервале залегани  пласта с АВПД и его. покрышки, повыша  за счет этого гидродинамическое давление на ; .данные пласты. Веро тность возникновени  значительных поглощений невелика , так как предельно структурированна  предельно пластична  бурова  паста, проника  в приствольную зону поглощающего горизонта, выходит из области вибровоздействи  и принимает исходное твердообразное состо ние; преп тству  развитию поглощени .

Способ бурени  осуществл етс  следующим образом.

В разрезе, вскрываемом скважиной 1 имеетс  продуктивный горизонт 2 с АВПД, непроницаемый пласт-покрышка 3 продуктивного горизонта, проницаемый пласт 4 с нормальным плас-ТОВЫМ давлением и непроницаемый пласт 5. Верхн   часть разреза перекрыта промежуточной обсадной колонной б. В компоновку бурильной колонны вход т долото 7, ут желенные бурильные трубы 8 (УБТ) и бурильные трубы 9. Дл  регулировани  предельного напр жени  сдвига бурового раствора путем вибрационного воздействи  на него по всему стволу скважины используетс  в качестве спуско-подъемного оборудовани  гидроподъемник 10 с гидроимпульсным масл ным насосом 11. Кроме того, примен етс  буровой насоС 12 гидроимпульсного действи . Частота и гьмплитуда гидравлических импульсов масл ного и бурового насосов регу.лируютс  при помощи перепускных клапанов. Поэтому гидроподъемник за счет работы импульсного масл ного насоса передает на бурильную колонну продольные колебани , как в процессе ее спуско-подъема, так и при нахождении последней в покое. Импульсный буровой насос генерирует при прокачивании бурового раствора продольные и поперечные колебани  столба раствора в бурильных трубах и в затрубном пространстве. Таким образом, обеспечиваетс  возможность , осуществлени  в течение заданного времени регулируемого вибровоздействи  на буровой растнор по всему стволу скважины: в процессе спуско-подъема - за счет виброколебаний бурильной колонны; в процессе бурени , проработки или промывки , скважины - за счет совместных вибро-, колебаний бурильной колонны и столба бурового раствора, либо только за счет последнего фактора.

Дифференцирование интенсивности вибровоздействи  на буровой раствор по стволу скважины осуществл етс  изменевием величин волнового сопротивлени  на различных участках бурильной колонны. Это достигаетс  за счет того , что УБТ 8 и бурильные трубы 9 кс нпонуют из труб, имеющих различную жесткость и модуль упругости.

Пример. Нижн   часть разреза газового месторождени  Вухаро-Хивинской газонефтеносной области, представлена газоносным высокопроницаемым пластом 2 мощностью 200 м, залегающим в интервале 2800-3000 м и имеющим градиент пластового давлени  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 давлени  Р 0,12 кг/см м; непроницаемым пластом 5, в кровлю которого . спущена промежуточна  обсадна  колонна б, зацементированна  до усть .

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

с использованием ут желенных бурильных труб 8 (УБТ) диаметром 146 мм, длиной 100 м- и бурильных труб 9 диаметром 114 мм. Дл  осуществлени  виб овоздействи  на буровой раствор в.скважине используетс  гидроподъемник 10, снабженный гидроимпульсным масл ным насосом 11, а также буровой нЬсос 12 гйдроимпульсного действи . В((рхнюю часть разреза разбуривают

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

ние, а вс  остальна  часть - минимальное волновое сопротивление. После этого в скважине мен ют нормальный буровой раствор на предельно структурированную предельно, пластичную буровую пасту,-Закачива  ее через бурильные трубы с осуществлением на нее максимального вибровоздействи  колебани ми бурильных труб и гидроимпульсами с тем, чтобы максимально понизить предельное напр жение сдвига бурового раство ра и ускорить процесс закачивани  ее в скважину. Максимальное предельное напр жение сдвига бурового раствора в исходном состо нии равно 2000 кг/с Исход  из этого, с учетом известной зависимости определ ем давление, которому может преп тствовать заданный буровой раствор, отнесенное к кровле пласта 2. Величина этого давлени  составл ет около 295 кг/см дл  затрубного пространства и около 240 кг/см дл  трубного пространства. Аналогичные результаты получают также при бурении скважины по известному способу . С учетом этого минимально допустима  плотность бурового раствора- в статическом состо нии составл ет 1,14 г/см- или около 1,65 г/см с коэффициентом запаса, прин тым рав ннм 1,5.

С учетом прин той величины плотности бурового раствора, равной 1,65 г/см, гидростатическое давление столба раствора у кровли пласта 2 составл ет 476 кг/см, тогда . как пластовое давление составл ет 560 кг/см. Отсюда минимальное гидродинамическое давление в затрубном пространстве в процессе бурени  составл ет 84 кг/см. С учетом, коэффициента запаса, равного 1,2, необходимое гидродинамическое давление составл ет 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 дл  снижени  пускового давлени  осуществл ют вибровоздействие на буро-, вой раствор колонной бурильных труб, дл  чего до начала циркул ции включают на определенное врем  гидроимпульсный масл ный насос 11 гидроподъемуика 10, на котором подвешены бурильные трубы. Масл ный насос работает при этом через гидроимпульсный перепускной клапан, а шток гидроподъемника остаетс  в заданном положении . После начала остановившейс  циркул ции бурового раствора при необходимости увеличивают производител ность бурового насоса с тем, чтобы

гидродинамическое давление в затрубном пространстве составл ло около 100 кг/см . Одновременно включают вращение.бурильной колонны и начинают углубление скважины по .нижней части пласта 3. В процессе бурени  наблюдают за уровнем раствора в приемной емкости насоса. При обнаружении снижени  уровн , что  вл етс  признаком поглощени  раствора, включают гидроимпульсный масл ный насос 11 гидроподъемника 10 дл  снижени  гидродинамического давлени  на поглощающий пласт 4 за счет снижени  предельного напр жени  сдвига раствора в верхней части ствола скважины под вибровоздействием колонны бурильных труб. Интенсивность вибровоздействи  колонны бурильных труб на буровой раствор регулируют изменением интенсивности работы гидроимпульсного масл ного насоса гидроподъемника до тех пор, пока не будут устранены признаки поглощени , т.е. когда основна  часть необходимого гидродинамического Давлени  будет создаватьс  в нижней части ствола скважины в интервале залегани  пластов 2 и 3, а меньша  часть в верхнем интервале. Одновременно корректируют производительность импульсного бурового насоса 12 дл  обеспечени  необходимого гидродинамического давлени  в затрубном пространстве с учетом изменившегос  предельного напр жени  сдвига бурового раствора в верхней части ствола. Таким образом, до вскрыти  продуктивного пласта 2 в процессе первого долблени  и с использованием предельно структурированной предельно пластичной буровой пасты подбирают необходимые технологические параметры процесса дальнейшего бурени : производительность бурового насоса и интенсивность вибровоздействи  (см. таблицу) на буровой раствор из услови  недопущени  газопро влений из продуктивного пласта и поглощений в верхней части разреза. После этого разб5фивают нижнюю часть пласта 3 и вскрывают газоносный пласт 2. Процесс бурени  по продуктивному пласту 2, промывку и проработку ствола скважины осуществл ют с посто нными заданными величинами производительности бурового :насоса1 и интенсивности вибровоздействий на буроврй раствор, обеспечивающими посто нное гидродинамическое давление в затрубном пространстве, составл ющее не менее 100 кг/см . При этом в случае возникновени  газопро влени , что может быть следствием неправильного определени  пластового давлени  или снижени  предельного напр жени  сдвигги бурового раствора,

корректируют в сторону увеличени  производительность бурового насоса (одновременно снижают или прекращают вибровоздействие бурильных труб на буровой раствор). В случае возникновени  поглощени  корректируют в сторону увеличени  интенсивность вибровоздействи  бурильными трубами на буровой раствор. В обоих случа х корректировки, регулирующие проти- .

10 водавление в системе скважина-пласт, осуществл ют практически мгновенно. Это позвол ет надежно предотвращать нефтегазопро влени  и поглощени  в процессе бурени . Кроме того, при

5 этом максимально сохран ютс  коллекторские свойства продуктивного пласта . В статическом состо нии поглощение исключено, так как пластовое давление превышает вес столба раст0 вора. В процессе бурени  возможно проникновение бурового раствора только в ограниченную часть приствольной зоны пласта, так как он,.выйд  из области вибровоздействий, мгновенно

5 принимает твердообразное состо ние.

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

0 Дл  снижени  поршневого эффекта в стволе скважины включают импульсный режим работы гидроподъемника, осуществл   дл  окончани  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 напр жению сдвига, сохран   в основной своеймассе предельное напр жение сдвига, :близкое к максимальному. В процессе

5 спуско-подъема бурильной колонны столб бурового раствора в трубном и затрубном пространс;твах сохран ет в максимальной степени свои структурно-механические свойства, уравно0 вешива  за счет этого некомпенсированную весом столба часть пластового давлени  газоносного горизонта. С другой стороны,высокочастотна  малоамплитудна  вибраци  бурильных

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

0

Таким образом, путем изменени  интенсивности вибровоздействи  регулируют предельное напр жение 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 случа х, когда буровой раствор в скважине находитс  в покое, практически мгновенно восстанавливаетс  его максимальное предельное напр жение рдвига.

Основные величины регулируемых параметров во врем  вьтолнени  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 давлени . Предлагаемый способ не требует точного определени  величин пластовых давлений к давлений гидроразрыва вскрываемых пластов. Если использовать высокоетруктурированиую буровую пасту с плотностью, точно соответствукндей эквивалентному градиенту давлени  пласта с АВПД, то при этом надежность способа в смы ,сле предупреждени  возможных осложнений еще более увеличиваетс .

По сравнению с известным предлагаемый способ бурени  в осложненных услови х обеспечивает надежное предотвращение таких осложнений, как нефтегазопро влени , фонтаны и поглощени  бурового раствора за счет практически мгновенного регулировани  противодавлени  на пласт. Надежность предотвращени  осложнений 100%.

Возможность автоматизации управлени  противодавлением на пласт обеспечиваетс  за счет использовани  принципа регулировани  предельного напр жени  сдвига предельно структурированной предельно пластичной буровой пасты физико-механическими методами.

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

Claims (2)

1. Формула изобретения

   1. Способ бурения скважины в осложненных условиях, включающий регулирование противодавления по всему . стволу скважины путем изменения показателей структурно-механических свойств бурового раствора, осуществляемое изменением интенсивности физико-механического воздействия на последний в процессе бурения, о тличающийся тем, что, с целью повышения надежности предотвращения нефтегазопроявлений и поглощений бурового раствора, в качестве бурового раствора используют предельно структурированную предельно пластичную буровую пасту, а физикомеханическое воздействие осуществляют продольной вибрацией бурильных труб с амплитудой колебаний в пределах 0,05-2,0 мм и с частотой в пределах 20-1000 Гц и/или гидроим- ‘ пульсными колебаниями в столбе буро· _ 'вого раствора с амплитудой в пределах 0,1-15 кг/см²· и с частотой в пределах 20-1000 Гц.
2. 2. Способ по п.1, отлича torn ий с я тем, что предельное динамическое напряжение сдвига буровой пасты выбирают в пределах 50010000 мг/см²;