Способ бурения скважины

Комитет Российской Федерации по патентам и товарным знакам тт": "ре ИЗОБРЕТЕНИЯ ИСАНИЕ ПАТЕН 3 Бюл. Ия 41-42й научно-исследовательский и проектут нефтяной промышленностиАД; Прасс Л.В,й научно-исследовательский и проектут нефтяной промышленностиОБ БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫетение относится к кустовому методу ажин и может быть использовано при фтегазовых месторождений. Цель: поффективности процесса при кустовом счет снижения затрат на поддержание Р ЬЭ О 4(21) 494672 (22) 17.06.9 (46) 15.11.9 (71) Томски ный инстит (72) Чиркин (73) Томски ный инстит (54) СПОС (57) Изобр бурения скв освоении не вышение э бурении за(51) 5 ЕИВИ ОО плотности бурового раствора на заданном уровне. Сущность изобретения; способ включает разрушение горных пород, удаление шлама с забоя буровым раствором, очистку бурового раствора от шлама, стабилизацию бурового раствора и удаление отработанного бурового раствора в шламовый амбар, причем стабилизацию бурового раствора осуществляют путем закачки части бурового раствора из циркуляционной системы буримой скважины в предыдущую пробуренную скважину и направления вытесненной из нее жидкости в циркупяционную систему бурового раствбра Объем удаляемого из циркуляционной системы бурового раствора определяют из условия, приведенного в тексте описания.Изобретение относится к кустовому ме, тоду бурения скважин и может быть использовано при освоении нефтегазовыхместорождений.Известен способ бурения скважин.включающий разрушение горных пород,удаление шлама буровым раствором с забоя, очистку бурового раствора и стабилизацию бурового раствора.Недостатком этого способа являетсянизкое качество очистки бурового раствора,особенно при бурении песчаных пород, когда механизмы очистки не успевают удалятьшлам,Известен способ бурения скважин,включающий разрушение горных пород,удаление шлама буровым раствором с забоя, очистку и стабилизацию плотности бурового раствора, удаление отработанногобурового раствора в шламовый амбар.Недостатком данного способа являетсянизкая эффективность процесса при кустовом бурении, связанная с тем. что для стабилизации плотности периодически частьбурового раствора при повышение плотности раствора выше допустимой, удаляют вшламовый амбар, что приводит к повышению затрат,Цель изобретения - повышение эффективности процесса при кустовом бурении засчет снижении затрат на поддержание плотности бурового раствора на заданном уровне,Это достигается тем, что в способе бурения скважин, включающем разрушение горных пород, удаление шлама с забоя буровым раствором, очистку бурового раствора от шлама, стабилизацию плотности бурового раствора и удаление отработанного бурового раствора в шламовый амбар. стабилизацию бурового раствора осуществляют путем закачки части бурового раствора из циркуляционной системы пробуриваемой скважины в предыдущую пробуренную скважину и направления вытесненной из нее жидкости в циркуляционную систему бурового раствора, При этом обьем удаляемого из циркуляционной системы бурового раствора определяют из условия1 / одоп. Яреб.бр./одоп. вгде р дел. - максимально допустимое значение плотности бурового раствора, т/м;Р треб, - требуемое значение плотности3,бурового раствора, т/м",з,р е - плотность воды. т/м Чбр - объем буровозго раствора в циркуляционной системе, м .Сущность изобретения заключается втом, что при кустовом методе бурения частьбурового раствора при превышении плотности предлагается направить в пробуренныескважины, которые испольэовать можно какбы в качестве запасных емкостей. Причемпо временному интервалу в технологиче 10 ской цепочке бурения, заканчивания и освоения скважин предлагаемый способосуществляют до перфорации обсадной колонны, что позволяет отказаться от приготовления специального раствора-аналога,15 имеющего параметры (плотность) буровогооаствора. Это очень важно при бурениискважин на нефтегазовых месторождениях,когда существует опасность прорыва газа ивозникновения аварии (в случае, когда не20 выдерживается плотность жидкости в скважине). Кроме того, часть жидкости, оставшуюся в скважине после тампонирования,выдавливают из скважин и направляют вциркуляционную систему, что позволяет сэ 25 кономить пресную воду, которая зачастуюимеется в недостаточном количестве на буровой.Сопоставительный анализ предлагаемого технического решения с прототипомЗ 0 показывает что предлагаемый способ отличается от известного тем, что стабилизациюбурового раствора осуществляют путем закачки части бурового раствора иэ циркуляционной системы пробуриваемой скважиныЗ 5 в предыдущую пробуренную скважину и направления вытесненной из нее жидкости вциркуляционную системы бурового раствора. При этом обьем удаляемого раствораопределяют из заданных условий, Таким об 40 разом, предлагаемый, способ соответствуеткритерию "новизна".Реализация изобретения позволитуменьшить затраты на приготовление бурового раствора и повысить эффективность бу 45 рения, следовательно, способ соответствуеткритерию "положительный эффект".Признаки, отличающие изобретение отпрототипа, не выявлены в других технических решениях при изученииданной исмеж 50 ной областей техники и, следовательно,соответствуют критерию "существенные отличия",Способ реализуется следующим образом.55 При бурении первой скважины стабилизацию плотности осуществляют известнымспособом: часть раствора при превышенииплотности больше допустимой удаляют вшламовый амбар. После пробуривания первую скважину снабжают НКТ и устьевой ар2002940 Формула изобретения. 40 Составитель А.ХавкинТехред М.Моргентал Корректор С, Патрушева Редактор Тираж Подписное НПО "Поиск" Роспатента 113035, Москва. Ж, Раушская наб., 4/5Заказ 3223 Производственно-издательский комбинат "Патент". г. Ужгород, ул,Гагарина, 101 матурой, Циркуляционную систему буровой установки гидравлически соединяют с НКТ и межтрубным пространством первой скважины. При бурении второй скважины. в случае отклонения плотности бурового раствора от допустимого значения (превышение допустимого значения), расчетную часть бурового раствора с выхода циркуляционной системы направляют в НКТ первой пробуренной скважины, а избыточную воду из нее по межтрубному пространству через устьевую арматуру - в циркуляционную систему. При бурении третьей скважины буровой раствор при превышении плотности эакачивают в предыдущую пробуренную скважину, т,е. во вторую скважину, а избыточную воду оттуда направляют е циркуляционную системы и т.д,П р и м е р. При кустовом бурении используют буровой станок БУЭУК, Максимально допустимое значение плотности 1,16; требуемое значение плотности 1,14 т/м, Количество скважин е кусте 6. Обьем бурового оэаствора в циркуляционной системе 160 м, Объем удаляемого иэ циркуляционной системы бурового раствора ЬЧ =х 160= 20 м (для макси 1,16 - 1,14 змальной глубины бурения 3000 м), Иэ межСПОСОБ БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ, включающий. разрушение горных пород. удаление шлама с забоя буровым раствором, очистку буроврго раствора от шлама, стабилизацию плотности бурового раствора и удаление отработанного бурового раствора в шламовый амбар, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности процесса при кустовом бурении за счет снижения затрат на поддержание плотности бурового раствора на заданном уровне, стабилизацию бурового раствора осуществляют путем закачки части бурового раствора из циркуляционной системы буримой скважины в предыдущую пробутрубного пространства выдавливается такое же количество воды, которое направляют в циркуляционную систему дляуменьшения плотности бурового раствора,5 В случае использования обсадной колонныс диаметром 146 мм, объем скважины Ч=лВ Н =3,14 0.073 3000-,50,2 м . В4 скважины можно закачать 201 м буровогораствора, при этом сэкономится столько же10 пресной воды и раствора при перфорации.Таким образом закачка расчетной частибурового раствора из циркуляционной системы пробуриваемой скважины при превышении плотности его выше допустимого .15 значения е предыдущую пробуренную скважину и направление вытесненной иэ неежидкости е циркуляционную систему позволяет повысить эффективность процесса бурения за счет снижения затрат на20 поддержание плотности бурового растворана заданном уровне.(56) Сидоров Н.А, Бурение и эксплуатациянефтяных и газовых скважин, М.: Недра,1982, с.11-15, с,120-123,25 Современные методы регулированиясодержания твердой фазы в буровых растворах: изучение процесса обезвоживанияв центрифугах ЯРЕ Ог. Тп 9. 1988, 3 п 3,с,315-324.30 ренную скважину и направления вытесненной из нее жидкости е циркуляционную35 систему бурового раствора, при этом объем ЬЧ удаляемого из циркуляционной сис-темы бурового раствора определяют иэ условия Ч - " ф Чбр,м,Рдол - Рв где рдол - максимально допустимое значение плотности бурового раствора, т/м; рреб - требуемое значение плотностибурового раствора, т/мз; р - плотность воды, т/м;з. Чбр - объем бурового раствора в циркуляционной системе, м .