Способ бурения скважины в осложненных условиях

(5)5 Е 21 В 21/08 ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОВЕДОМСТВО СССРГОСПАТЕНТ СССР) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К АВ КОМУ ЕТЕЛЬСТ(54) СПОСОБ БУРЕНИЯ ЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИ АЖИНЫ В ОСно-исследовательл Всесоюзного накого института ОВ ство СС /00, 198 ство СС /08, 199 и прою нефванием т быть ии вы- орных оценки возможного совместноалодебитного высоконапорнонижележащего продуктивного ного пласта перед вскрытием(46) 30.05,93, Бюл, М 20 (71) Туркменский науч ский и проектный фили учно-исследовательс природных газов (72) С,Н.Кендин и К.Ора (56) Авторское свидетел В 1278439, кл, Е 21 В 2Авторское свидетел В 1767155, кл. Е 21 В 2 Изобретение относится к горно мышленности, в частности к бурени тяных и газовых скважин с регулиро гидростатического давления. и може использовано при совместном бурен соконапорных малодебитных и нап продуктивных объектов.Целью изобретения является повышение эффективности способа бурения при совместном вскрытии высоконапорного вышележащего малодебитного и нижележащего низконапорного продуктивного плаПоставленная 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 гаэопроявлении иэ высоконапорного малодебитного пласта, периодическую выдержку скважины беэ циркуляции(57) Использование: в газодобывающей промышленности, в частности при строительстве скважин при наличии в их разрезе высоконапорн ых малодебитных обьектов. Сущность изобретения: осуществляют исследования по определению процента падения плотности бурового раствора при ограниченных проявлениях иэ высоконапорного малодебитного пласта и затем на основе определенного процента выбирается требуемая плотность бурового раствора для бурения низконапорного продуктивного пласта. 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 флюидоп роя вления из высоко напорного малодебитного пласта, а плотность бурового раствора для совместного вскрытия высоконапорного малодебитного и низко- напорного продуктивного пластов повышают на величину полученного процента снижения плотности бурового раствора по отношению к плотности бурового раствора, необходимой для вскрытия риэконапорного продуктивного пласта.Способ осуществляется следующим образом.С цельюго бурения мго пласта инизконапорнизконапорного 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-поворотный 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 малодебитного 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 разпеза.П р и м е р, 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 3008-3010 м, 3025-3029м, 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 трубном, так и в затрубных пространствахна различных этапах циркуляции, возобновленной после 72 часового отсутствия промывки скважины.Перед возобновлением циркуляции10 скважина была заполнена раствором средней плотности 1420 кг/м . Первый замердавления в затрубном пространстве осуществлен после закачки 16,7 м раствора плотности 1420 кг/м, Из скважины выходилз15 раствор плотностью 1400 кг/м, газопоказания до 3%, Второй замер осуществлен призакачке в скважину 39,7 м раствора плот 3ностью 1420 кг/м . Из скважины выходилраствор плотностью 1280 кг/м, Третий за 20 мер осуществлен после прокачки 63 м раствора, причем в это время из скважинывыходил раствор плотностью 600-800 кг/мз,газопоказания от 35 до 870 , На 110 минутепрокачки была закрыта превенторная уста 25 новка, промывка осуществлялась через штуцерную батарею,При выходе забойной разгазированнойпачки на устье скважины. во время третьегозамера, давление в затрубном пространстве30 снизилось до 39 МПа. Следовательно, средняя плотность раствора в затрубном пространстве. при выходе разгазированнойпачки на устье скважины составила 1300кг/м .35 Для стабилизации плотности раствоуа идоведения его плотности до 1420 кг/м повсему циклу потребовалось промывать скважину в течение 2 ч 45 мин,Так как первоначальная плотность рас 40 твора в скважине была 1420 кг/м, а послевыхода на устье забойной пачки средняяплотность в затрубном пространстве упаладо 1300 кг/м, то процент возможного падезния средней плотности раствора по стволу45 составляет 8,5/о. Нижележащие продуктивные келловей-оксфордские отложения имеют градиент пластового давления, равный1,15 МПа/100 м. Следовательно, для его бурения требуется раствор минимальной50 плотности (согласно ЕТП 4-7% превышениянад пластовым) 1240 кг/м и с учетом падения плотности при частичных проявленияхиэ высоконапорного УП горизонта, требуемая плотность раствора для их совместного55 вскрытия составляет 1340-1360 кг/мз,Использование заявляемого способа наскважине 2 Чарыгель позволило отказатьсяот спуска в скважину 194 мм безмуфтовогохвостовика, предназначенного для перекрытия УП горизонта, и добурить в скважину1818456 Составитель С.КендинТехред М.Моргентал Корректор М.Самборская Редактор З.Ходакова Заказ 1930 Тираж Подписное ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР 113035, Москва, Ж, Раушская наб 4/5 Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101 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 гидродинамических давлений.Фактический экономический эффект от использования способа на скважине 2 Чарыгель составил 41,6 тыс.руб.Формула 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 малодебитного пласта, о т л и ч а ю щ и й с я тем, что, с целью повышения эффективности при совместном вскрытии высоконапорного малодебитного и нижележащего низконапорного продуктивного пластов, периодическую выдержку скважины без циркуляции 5 проводят в течение времени, равного продолжительности выполнения технологических операций, не требующих промывки скважины, причем процент снижения плотности бурового раствора в скважине опре деляют при ограниченных однородныхфлюидопроявлениях из высоконапорного малодебитного пласта, а плотность бурового раствора для совместного вскрытия высоконапорного малодебитного и низко напорного продуктивного пластов повышают на величину полученного процента снижения плотности бурового раствора по отношению к плотности бурового раствора необходимой для вскрытия низконапорно го продуктивного пласта,