Способ бурения скважин в кусте

(51)5 Е 21 ЗОБРЕТЕНИ САН ЕТЕЛЬСТВУ К АВТО М(71) Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности(56) Крысин Н.И., Ишмухаметова А.М., Мавлютов М.Р., Крысина Т,И. Применение безглинистых полимерсолевых буровых растворов. Пермь, 1982, с. 48-54.Крысин Н.И. и др. Использование пла- стовых вод при бурении скважин. - Бурение, 1970, М 1, с. 18 - 19.(54) СПОСОБ БУРЕНИЯ СКВАЖИН В КУСТЕ (57) Изобретение относится к строительству скважины и предназначено к кустовому бурению скважин на нефть, воду и газ. Цель изобретения - сокращение сроков бурения, скважин куста при одновременном повышении качества вскрытия за счет ионного соотИзобретение относится к строительству скважин, в частности к способам кустового бурения скважин на нефть, воду и газ,Цель изобретения - сокращение сроков бурения скважин куста при одновременйом повышении качества вскрытия за счет ионного соответствия составов буровых растворов и пластовой воды продуктивных пластов. Для этого в первой скважине куста после вскрытия продуктивного пласта дополнительно вскрывают бурением первый нижележащий водоносный пласт, отбирают из него пластовую воду и используют ее для приготовления промывочных жидкостей для ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМПРИ ГКНТ СССР.Я 2, 1716080 А 1 ветствия составов буровых растворов (БР) и пластовой воды продуктивных пластов ПП. Для этого в первой скважине куста после вскрытия ПП дополнительно вскрывают бурением первый нижележащий водоносный пласт (ВНП). Отбирают из ВНП пластовую воду и используют ее для приготовления промывочных жидкостей для бурения всех последующих скважин куста, После завершения бурения последней скважины куста отработанные промывочные жидкости закачивают в первый ВНП первой скважины, нижележащий - под ПП, и изолируют его. За счет использования добываемой из ВНП первой скважины куста пластовой воды получают такие БР, которые обладают самыми минимальными допустимо низкими значениями вязкости и структурных свойств. Такие БР сохраняют одинаковые значения их плотностей в течение всего времени бурения и имеют полное ионное соответствие между составами БР и пластовых флюидов ПП. 5 табл,бурения всех последующих скважин куста, причем после завершения бурения последней скважины куста отработанные промывочные жидкости закачивают в первый нижележащий под продуктивным пластом водоносный пласт первой скважины и изолируют его.За счет того, что в способе бурение первой скважины в кусте ведут на водоносный горизонт, лежащий над нефтяным продуктивным пластом, при бурении последующих скважин в кусте (второй, третьей и т,д, и последней) для их промывки обеспечивается возможность использовать пластовую во10 20 25 30 35 40 45 50 55 ду из этого водоносного горизонта и готовить буровые растворы на воде указанного водоносного горизонта.Путем использования пластовой воды, добываемой из водоносного горизонта первой скважины куста, возможно получать такие буровые растворы, которые обладают самыми минимальными допустимо низкими значениями вязкости и структурных свойств, при этом такие растворы сохраняют одинаковые значения их плотностей в течение всего времени бурения стволов скважин, а также такие растворы имеют полное ионное соответствие между составами буровых растворови пластовых флюидов продуктивного пласта.Низкие значения вязкости и структурных свойств буровых растворов обеспечивают полную очистку их от выбуренной породы (наработка твердой фазы вообще не происходит), что улучшает условия и показатели работы долот, способствует быстрому выравниванию давлений под и над долотом при выполнении спуско-подъемных операций в скважине, в результате исключается репрессия на продуктивные пласты и резко снижается отрицательное влияние бурового раствора на качество вскрытия продуктивных отложений, сохраняет естественную проницаемость коллекторов, уменьшаются затраты времени на бурение.Ионное соответствие между составами буровых растворов и пластовых флюидов продуктивного пласта еще более способствует сохранению естественной проницаемости коллектора, а также предупреждает осыпи и обвалы глин, так как ионное соответствие исключает взаимные перетоки бурового раствора и пластовых флюидов и предотвращает образование осадков и эмульсий в пласте. Полное ионное соответствие между составом бурового раствора и пластовыми флюидами в предлагаемом способе обеспечивается за счет того, что пластовая вода водоносного горизонта, находящегося непосредственно под нефтяным продуктивным пластом, имеет полное сходство (сродство) по химическому составу с пластовыми водами нефтяного продуктивного пласта. В табл. 1 приведено сравнение ионного состава и минерализация пластовых вод продуктивного пласта, первого и второго водоносных горизонтов.В табл. 2 указаны показатели свойств безглинистых буровых растворов с изменением глубины скважин в процессе их бурения. Безглинистые буровые растворы, приготовленные на искусственно полученной воде того же ионного состава и плотности, что и природная пластовая вода, отличаются своим влиянием на коллекторские свойства продуктивного пласта,В табл, 3 дано сравнение набухаемости бентонита в природной и искусственной пластовых водах одинакового ионного состава и плотности. В табл, 4 приведено сравнение коэффициентов восстановления проницаемости после воздействия буровыми растворами, приготовленными на природной и искусственной пластовых водах одинакового ионного состава.В табл. 5 показана эффективность данного способа бурения.Способ бурения скважин в кусте осуществляют сл.едующим образом. Бурение производят с буровой установки БУБрЭ, смонтированной на площадке размерами 50 х 50 м. В кусте было намечено пробурить десять скважин.Разрез стволов скважин сложен, в основном, устойчивыми породами, коэффициент аномальности пластового давления находится в пределах 0,977 - 1,129. По данным промыслово-геофизических исследований, выполненных в разведочных скважинах, было установлено, что нефтяной продуктивный пласт залегает в интервале 1524-1533 м яснополянского надгоризонта, а ниже его в интервале 1562,4-1568,8 м кровли турнейского яруса залегает водоносный горизонт.Первую скважину в кусте бурят под эксплуатационную колонну диаметром 146 мм вначале с промывкой технической водой плотностью 100 кг/м, доставленной с соседней скважины, С глубины 1400 м бурение продуктивного нефтяного пласта первой скважины ведут на безглинистом буровом растворе на основе привезенной пластовой воды со следующими параметрами; плотность о) 1130-1180 кг/м; условная вязкость по СПВ(УВьоо) 16 - 19 с; показатель фильтрации по ВМза 30 мин (Ф) (8 - 10) 10м; показатель концентрации водородных ионов (РН) 7,0; содержание ионов кальция и магния (Ж) 415 - 607 мг-экв/л,На этом растворе вскрывают нефтяной продуктивный пласт - яснополянский надгоризонт, производят дальнейшее углубление скважины до первого водоносного горизонта - кровли турнейского яруса - до глубины 1575 м, Затем спускают эксплуатационную колонну до 1575 м и производят ее цементирование. Перфорацию первой скважины осуществляют в интервале водоносного горизонта (кровли турнейскогО яруса)1562,4-1568,8 м, затем спускают погружнойэлектроцентробежный насос производительностью 30-40 мз/ч и начинают подавать пластовую воду плотностью 1100 кг/мна поверхность в накопительную емкостьобъемом 50 м для обеспечения буренияпоследующих скважин в кусте,Отработанные буровые промывочные 10жидкости и другие технологические отходысобирают в котлован объемом 200 мз; отбурения всех десяти скважин куста былособрано 2000 м буровых отходов в десяти3котлованах. 15Вторую скважину и все последующиескважины в кусте бурят по аналогичной технологии, но их перфорацию после крепления производят в интервале нефтяного .продуктивного пласта 1524-1533 м яснополянского надгоризонта,Бурение второй и остальных скважин вкусте до кровли продуктивного пласта (до1400 м) производят с промывкой пластовойводой, добытой из водоносного горизонта 25первой скважины.Вскрытие непосредственно нефтяногопродуктивного пласта при бурении второй йостальных скважин в кусте производят набезглинистом буровом. растворе, который 30готовят на пластовой воде, добытой из водоносного горизонта первой скважины, иобрабатывают акриловыми полимерами исолями-комплексообразователями в количестве 0,1-0,2 и 0,01-0,02 мас. фсоответственно. Полученный безглинистый буровойраствор на такой воде имеет следующие параметры: плотность ( р) 1130-1140 кг/м;условная вязкость по СПВ(УВбоо) 18-16с; показательфильтрации по ВМза 30 мин 40(Ф) (8-10) 106 мз; показатель концентрации водородных ионов (рН) 7,0; содержаниеионов кальция и магния (Ж) 790-808 мгэкв/л, которые сохранялись в течение всеговремени бурения стволов скважин, 45Плотность бурового раствора при осуществлении предлагаемого способа сохранялась.первоначальной в процессе всего времени бурения скважины в интервале его применения, При этом определено.содер жание ионов солей в безглинистом буровом растворе и содержание ионов солей в про- . бах пластовых флюидов продуктивного нефтяного пласта.. 55Установлено, что они одинаковы и составляют, ммоль/л: анионы: СГ 4486,6; 30 5,79; НСОз 2,33; катионы: Са+.510,46; Мд 124,2; НаК+ 3131,22., После завершения строительства всех скважин в кусте из котлованов, в которые во время бурения скважин собирали отработанные буровые промывочные жидкости и другие технологические, отходы бурения, производят их захоронение в водоносный горизонт первой скважины куста, для чего в первую скважину куста спускают насоснокомпрессорные трубы с пакером, производят запакеровку на глубине .1547 м и начинают качать из каждого котлована отработанные буровые промывочные жидкости и другие технологические отходы с помощью цементировочного агрегата марки ЦАМ, прием насоса которого был установлен на плаву в котловане, Подачу отхоздов производят с производительностью 20 м /ч. После захоронения в водоносный пласт буровых отходов в первой скважине куста устанавливают цементный мост в интервале водоносного горизонта, герметичность цементного моста определяют путем опрессовки его на 150 МПа и производят перфорацию первой скважины в интервале нефтяного пласта - яснополянского надгоризонта (1524 - 1533) для последующего ее освоения,Предлагаемый способ бурения скважин в кусте позволяет;исключить затраты на транспорт и доставку пластовой воды для приготовления буровых промывочных жидкостей и безглинистых буровых растворов на бурение скважин в кусте, начиная со второй скважины до последней включительно;сократить расход материалов и реагентов, используемых для приготовления и обработки буровых растворов;сократить число долот, расходуемых на бурение стволов скважин;сократить расход материальных средств на очистку стволов скважин перед цементированием и на восстановление естественной проницаемости коллектора;исключить материальные затраты на ликвидацию осыпей и обвалов глин при бурении скважин,сократить затраты на строительство скважин, специально разбуриваемых для захоронения отходов бурения; отработанных буровых промывочных жидкостей и других технологических отходов бурения;повысить на 0,2-0,6 т/сут м удельные дебиты скважин;сократить затраты на рекультивацию земель вокруг буровой;сократить тяжелый физический труд рабочих буровых бригад.1716080 20 30 35 40 45 50 55 Формула изобретения Способ бурения скважин в кусте, включающий последовательное бурение скважин с вскрытием. продуктивного пласта бурением с использованием промывочной жидкости на водной основе, приготовленной на пластовой воде, о т л и ч а ю щ и йс я тем, что, с целью сокращения сроков бурения скважин куста при одновременном повышении качества вскрытия за счет ионного соответствия составов буровых растворов и пластовой воды продуктивных пластов, в первой скважине куста после вскрытия продуктивного пласта дополнительно вскрывают бурением первый нижележащий водоносный пласт, отбирают из 5 него пластовую воду и используют ее дляприготовления промывочных жидкостей для бурения всех последующих скважин куста, причем после завершения бурения последней скважины куста отработанные промы вочные жидкости закачивают в первыйнижележащий под продуктивным пластом водоносный пласт первой скважины и изолируют его.1 К Щ Е а й Э Щ ХсОС Е Х аа ХС 3. К Щ яГ 30 Ю 1 3- л чл ъО а сЧ ъО СаСО О сЧ ЪО С л СО о сЧ аьь СО о л ъО С 0 Ъ ЪО ЪО СО стЪ сч ььО . сЧ л ОЪ С сЧ ОЪ Ч сО 1- х о х а о 1 ч Щ х СО л о СО4 сЧ л о сч -4 м СО а о СО -3. о оеь а а 1 1 а а л а сЧ о а , еь л 1- 1 1 оа о 1 о с о с о х с 1- с с сча м м ОЪ ОЪФ ъО ъО4 О ъО д а СО ЪО т 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1- о о 3 х х о Э л еьть сО СОЪО -. сСО ОЪ а ГЪ о х 1 ч о а с1716080 12 Таблиуа Набухаемость, В, в пластовой воде 1 Природной Искусственной р 1,152 г/смр1,173 г/см р1,152 г/смр д 1,173 г/сиЭ тЭ 39,3 506 54,9 37,1 50,2 52,3 41,6 51,2 57,3 38,1 37,8 40,2 Таблица 4 Проницаемостьобразцовкерна, мкм Козффициент восстановленияпроницаемости после аоздейдействия раствором, пригоготовленным ма воде, ь природной искусственной 0,0469 01012 0,1053 0,1434 16,5 19,2 18,9 75 , 6054 51 Таблица 5Способ Показатели известный предлагае 1 мый Цель бурения Способ бурения ЭксплуатацияКомбинированный Вид приводаГлубина скважины, н Электрический2367 2367 Коммерческая скорость,и/ст мес, 759, Пбоходка на долото, м 39,4Иеханическая скоростьпроходки, н/ч 5,1 6,9 88083,0 Время на один спуске" подъеи инструмента, ч 3,25 3,25 Время подготовительнозаклочительных работ на один рейс, ч 2,58расчетные показатели 2,58 Количество долот, ет 2367:39,4" 2367:83,0 в 60 в 285 Время механического бурения, ч Время спуска-подъемныхопераций, ч Время подготовнтельнозаклечительных работ, ч Итого вренени, чЭкономия вренени, ч 50 Составитель Л.БестужеваТехред М.Моргентал Корректор М.Демчик Редактор З.Слиган Заказ 591 Тираж Подписное ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР 113035, Москва, /К, Раушская наб., 4/5