Способ бурения скважины в осложненных условиях

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ Союз СоветскихСоциалистическихРеспублик(22) Заявлено 11, 12, 80 (21) 3211151/22-03 51) М. Кп.з Е 21 В 21/08 с присоединением заявки Мо Государственный комитет СССР по делам изобретений и открытийОпубликовано 30,11.82. Бюллетень Йо 44 Дата опубликования описания 30. 11. 82 Г.А.Подварков, А.К.Рахимов, С,А.Алехин, й-.ЧЯ;трелкоР,Ш,Тугушев, Н,А;Мариампольский ц И,И.Климашки 72) Авторыизобретени л .аучно-исследовател кий Дцститутиродного газа неазиатский(54) СПОСОБ БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХниюовальазовыхважнипаемые.Известен способ бурения скважиныв осложненных условиях при наличииАВПЦ, заключающийся в том, что дляпредотвращения нефтегазоводопроявлений,поглощений и Фонтанов, противодавление на пласт, т,е. забойное, давление, регулируют изменением плотности бурового раствора1 .Однако при осуществлении 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 укаэанные пара.метры,Плотность бурового раствора необходимо постоянно поддерживать вочень жестких пределах," обусловленных величиной пластового давленияв зоне АВПД (верхний предел), а так Изобретение относится к бурскважины, в частности к регулинию забойного давления в системскважина-плат и может быть испзовано при бурении нефтяных искважин, а также при бурении сна воду и твердые полезные иск же величиной давления гидроразрываи башмака промежуточной обсаднойколонны и ожидаемой высотой газовойпачки в случае аварийного газовоговыброса (нижний предел)Выполнениеданного условия является весьма сложной задачей, так как оно связано с .утяжелением (облегчением) и ста билизацией при помощи физико-химической обработки большого объема(до 200 мз) циркулирующего буровогораствора. При этом выбор рецептурыобработки необходимо осуществлятьоперативно и безошибочно. Максимальная оперативность регулирования алоности бурового раствора соответствует времени полного цикла циркуляции, что составляет обычно 2-3 ч. Зачастую укаэанного времени бывает недостаточно, чтобы предотвратитьначинающееся нефтегазопроявление или поглощение, т.е, регулированиеплотности 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 растворовс различной плотностью также не ре-.шает этой проблемы.В процессе разбуривания пластовс АВПД на буровой необходимо постоянно иметь запас утяжеленного раст"вора в количестве одно-двухкратногообъема ствола скважины, причем запасной раствор необходимо периодически перемешивать, контролироватьи поддерживать необходимую его плотность. 10Рассматриваемый способ не позволяет вскрывать горизонт с АВПД безпредварительного перекрытия промежуточнбй обсадной колонной вышележащих проницаемых пластов с более низким 15градиентом пластового давления или снизким градиентом гидроразрыва. Этовызывает необходимость спуска и цементирования нескольких обсадных колонн при чередовании в разрезе сква" 20жины нескольких пластов с различной. аноминальностью пластового давления, а также пластов с различнымиградиентами давления гидроразрыва.В конечном счете с учетом отме- , 25ченных недостатков, основным из которых является невозможность опе-.ративного регулирования плотности,указанный способ не обеспечивает надежного предупреждения возникнове- ЗОния нефтегазопроявлений, газонефтяных выбросов и Фонтанов, а такжепоглощений бурового раствора в продессе проводки скважин в сложныхгеологических условиях. 35Известен также способ буренияскважины в осложненных условиях,включающий регулирование противодавления по всему стволу скважиныпутем изменения показателей структурно-механических свойств буровогораствора, осуществляемое изменени"ем интенсивности физико-механическо"го. воздействия на последний в процессе бурения 2 Д,Известный способ позволяет регулировать вязкость бурового растворатолько при наличии в стволе скважины колонны бурильных труб, т.е, дляслучаев когда колонна бурильных трубподнята из скважины (для смены долота, спуска очередной обсадной колонны, для проведения ремонта бурового оборудования и др) данный способне обеспечивает предупреждение возикновения газонефтепроявляений и 55глощений бурового раствора.Кроме того, известный способ основан приприменении в качестве бурового раствора специальных жидкостей, вязкость которых изменяется поддействием электрического поля. Однако данные жидкости весьма чувствительны к .влиянию примесей. В частности, в случае использования этойжидкости в качестве. бурового раствора 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 нефтегаэопроявлений и поглощений бурового раствора из-эа возможных отказов в системе электропитания.Цель изобретения - повышение надежности предотвращения нефтегаэопро, 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, осу ществляемое изменением интенсивности физико-механического воздействия на последний в процессе бурения, вкачестве бурового раствора используют предельно. структурированную, предельно пластичную буровую пас .ту, а физико-механическое воз" действие 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 гидроимпульсными колебаниями в столбе бурового раствора с амплитудой в пределах 0,1" 15 кг/смд и с частотой в пределах 20-1000 Гц.Кроме. того, предельное динамическое напряжение сдвига буровой пасты, выбирают в пределах 500-10000 мг/см"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 предель ного динамического напряжения сдвига. В качестве бурового раствора применяют предельно структурированную высокопластичную дисперсную систему с большой прочностью сцепления частиц в коагуляционном контакте, например высококонцентрированную пасту натриевого бентонита, приготовленную на водной основе и обработанную реагентами-стабилизаторами.Предельно структурированная предельно йластичная буровая пастаэто дисперсная система с коагуляционной структурой, для которой кривую течения можно построить лишь вусловиях вибрационного Фона (показатель тиксообработки равен не менее 100 ед., пластичность по Воларовичу составляет Не менее 100 ед.) .Например, в качестве предельно структурированной предельно пластичной буровой пасты может быть использован следующий состав,%:Азиамарский бентонит 15флотационный барит 30Игетан (реагентстабилизатор) 0,1КМЦ(реагентстабилизатор) 0,5Вода ОстальноеБуровая паста данного состава имеет следующие параметры в стати.ческих Условиях:плотность 1 50 г/смз, .условия вязкости по ПВ- не течет, водоотдача 1-3 см 9, СНС 600 мг/см, эффективная вязкость 50 ПТаким образом, основным регулируемым параметром является предельное напряжение сдвига бурового раство .РаРегулирование 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 вибровоэдействия 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 пасты эту величину под" бирают таким образом, чтобы она совместно с весом столба раствора заданной плотности оказывала противодействие давлению пласта с АВПД (с учетом 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 интенсивности, при которой устанавливается (при заданной постоянной производительности буровых насосов и заданной скорости вращения бурильных труб),такая величина предельного напряжещуя510 сдвига раствора, которая обеспечивает заданное гидродинамическое давление в затрубном пространстве, чтосовмЕстно с весом столба раствора оказывает заданное противодавление на пласт с максимальным градиентомдавления (с учетом заданного коэффициента запаса прочности).С целью снижения вероятности по-.глбщения бурового раствора пластами,склонными к гидроразрыву или поглр-.щению и лежащими выше пласта с АВПД, в процессе циркуляции интенсивность вибровоздействия на раствор дифференцируют по стволу скважины, а именно повышают интенсивность вибровоздействия на раствор в интервале залегания пластов, где возможно поглощение, снижая этим гидродинамическое давление на эти .пласты, и снижают интенсивность вибровоздействия в интервале залегания пласта с АВПД и его покрышки, повышая за счет этого гидродинамическое давление на .данные пласты. Вероятность возникно 25 вения значительных поглощений невелика, так как предельно структурированная предельно пластичная буровая паста, проникая в приствольную зону поглощающего горизонта, выхо-.дит из области вибровоздействия и принимает исходное твердообразное состояние; препятствуя развитию поглощения.З 5 Способ бурения осуществляетсяследующим образом,В.разрезе, вскрываемом скважиной1 имеется продуктивный горизонт 2с АВПД, непроницаемый пласт-покрыш О ка 3 продуктиВнОГО Гориэонтар ПРОницаемый пласт 4 с нормальным пластовым давлением и непроницаемый пласт5. Верхняя часть разреза перекрытапромежуточной обсадной колонной 6.45 В компонОВку бурильной колоннывходят Долото 7, утяжеленные бурильные трубы 8 (УБТ) и бурильные трубы9. Для регулирования предельногонапряжения сдвига бурового растворапутем вибрационного воздействия нанего по всему стволу скважины используется в качестве спуско-подъемного оборудования гидроподъемник 10с гидроимпульсным масляным насосом11. Кроме того, применяется буровойнасос 12 гидроимпульсного действия.Частота и амплитуда гидравлических импульсов масляного и бурового насосов регулируются при помощи перепускных клапанов. Поэтому гидро 40 подъемник за счет работы импульсно.го масляного насоса передает на бурильную колонну продольные колебания,как в процессе ее спуско-подъема,так и при нахождении последней впокоеИмпульсный буровой насос ге 977695нерирует 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 раствор 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 стол-. ба бурового раствора, либо только за счет последнего Фактора. 15ДиФФеренцирование интенсивности вибровоздействия на буровой раствор по стволу скважины осуществляется изменением величин волнового сопротив" венин на различных участках бурильной 20 колонны. Это достигается за счет того, что УБТ 8 и бурильные трубы 9 компонуют из труб, имеющих различную жесткость и модуль упругости.П р и м е р. Нижняя часть разреза 25 газового месторождения Бухаро-Хивинской газонефтеносной области, представлена газоносным высокопроницаемым пластом 2 мощностью 200 м, залегающим в интервале 2800-3000 м 30 и имеющим градиент пластового давления Р, 0,20-кг/см м; непроницаемым пластом-покрышкой 3 мощностью 500 м,залегающим в интервале 2300- 2800 м 1 градиент гидроразрыва плас- та не известен; проницаемым непро- . дуктивным пластом 4 мощностью 100 м, залегающим в интервале 2200-2300 м и. имеющим градиент пластового давления Р 0,12 кг/см,м; непроница емым пластом 5, в кровлю которого . спущена промежуточная обсадная колонна 6, 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 вибровоздействия на буровой раствор в скважине используется гидроподъемник 10, снабженный гидроимпульсным масляным насосом 11, а также буровой насос 12 гидроимпульаного действия. верхнюю часть разреза разбуривают с использованием нормального бурового раствора. Не доходя 30-40 м до кровли пласта 2, в скважину спускают колонну бурильных труб и УБТ, 4 ф скомпонованную таким образом, чтобы нижняя ее часть, находящаяся против интервала залегания пласта 3 (а в дальнейшем и против пласта 2), име" ла максимальное волновое сопротивле 63 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 раствора и ускорить процесс закачивания ее в скважину. Максимальное предельное напряжение сдвига бурового раствора в исходном состоянии равно 2000 кг/см. 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 зат-, рубного пространства и около 240 кг/сьев для трубного пространства. Аналогичные результаты получают также при бурении скважины по известномч способу. С учетом этого минимально допустимая плотность бурового раствора,в статическом состоянии составляет 1,14 г/смили около 1,65 г/см с коэффициентом запаса, принятым равным 1,5.С учетом принятой величины плотности бурового раствора, равной 1,65 г/смЗ, 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 гидроимпульсным 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 гидроподьемника 10, на котором подвешены бурильные трубы, Масляный насос работает при этом через гидроимпульсный перепускной клапан, а шток гидро- подъемника остается в заданном положении, После начала остановившейся циркуляции бурового раствора при необходимости увеличивают производитель ность бурового насоса с тем, чтобыгидродинамическое давление в затрубном пространстве составляло около100 кг/см. Одновременно включаютвращение бурильной колонны и начинают углубление скважины по нижнейчасти пласта 3. В процессе бурениянаблюдают за уровнем раствора в приемной емкости насоса. При обнаружении снижения уровня, что являетсяпризнаком поглощения раствора, включают гидроимпульсный масляный насос11 гидроподъемника 10 для снижениягидродинамического давления на поглощающий пласт 4 эа счет снижения предельного напряжения сдвигараствора в верхней части стволаскважины под вибровоздействием колонны бурильных труб. Интенсивностьвибровоздействия колонны бурильныхтруб на буровой раствор регулируютизменением 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 залеганияпластов 2 и 3, а меньшая частьв верхнем интервале. Одновременнокорректируют производительность импульсного бурового насоса 12 дляобеспечения необходимого гидродинамического давления в затрубном пространстве с учетом изменившегося предельного напряжения сдвига буровогораствора в верхней части ствола. Таким образом, до вскрытия продуктивного пласта 2 в процессе первогодолбления и с использованием предельно структурированной предельно пластичной буровой пасты подбирают необходимые технологические параметрыпроцесса дальнейшего бурения: производительность бурового насоса и интенсивность вибровоздействия (см.таблицу) на буровой раствор из условия недопущения газопроявлений изпродуктивного пласта и поглощений вверхней .части разреза. После этогоразбуривают нижнюю часть пласта 3и вскрывают газоносный пласт 2.Процесс бурения по продуктивномупласту 2, промывку и проработкуствола скважины осуществляют с постоянными заданными величинами производительности бурового насоса иинтенсивности вибровоздействий набуроврй раствор, обеспечивающими по.стоянное гидродинамическое давлениев затрубном пространстве, составляющее не менее 100 кг/см ф; При этомв случае возникновения газопроявления, что может быть следствием неправильного определения пластовогодавления или снижения предельногонапряжения сдвига- бурового раствора,корректируют в сторону увеличенияпроизводительность бурового насоса(одновременно снижают или прекращают вибровоздействие бурильных трубна буровой раствор). В случае возникновения поглощения корректируютв сторону увеличения интенсивностьвибровоэдействия бурильными трубамина буровой раствор. В обоих случаяхкорректировки, регулирующие проти- .водавление в системе скважина-пласт,осуществляют практически мгновенно.Это позвбляет надежно предотвращатьнефтегазопроявления и поглощения впроцессе бурения. Кроме того, при15 этом максимально сохраняются коллекторские свойства продуктивногопласта. В статическом состоянии поглощение исключено, так как пластовоедавление превышает вес столба раст 20 вора. В процессе бурения возможнопроникновение бурового раствора только в ограниченную часть приствольнойзоны пласта, так как он,:выйдя изобласти вибровоздействий, мгновенно25 принимает твердообраэное состояние.Перед началом спуско-подъемныхопераций останавливают буровой насос,за счет чего буровой раствор практически мгновенно принимает в скважине30 исходное твердообраэное состояние.Для снижения поршневого эффекта встволе скважины включают импульсныйрежим работы гидроподъемника, осуществляя для окончания спуско-подь 35 ема вибровоэдействие на бурильныетрубы с минимальной амплитудой имаксимальной частотой (см. таблицу),За счет этого в непосредственнойблизости от стенок бурильных труббуровой раствор приобретает максимальную текучесть, соответствующую минимальному предельному напряжениюсдвига, сохраняя в основной своеймассе предельное напряжение сдвига,45 близкое к максимальному. В процессеспуско-подъема бурильной колонныстолб бурового раствора э трубном изатрубном пространствах сохраняетв максимальной степени свои структурно-механические свойства, уравновешивая за счет этого некомпенсированную весом столба часть пластового давления газоносного горизонта.С другой стороны, высокочастотнаямалоамплитудная вибрация бурильныхтруб обеспечивает нормальное опорожнение или заполнение труб соответственно при их подъеме или спуске,предотвращая этим эффект поршнева -ния в скважине,69Таким образом, путем измененияинтенсивности вибровоэдействия регулируют предельное напряжение сдвига бурового раствора в процессе таких операций, как углубление сква 977695 12жины (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 сдвига.Основные величины регулируемых параметров во время выполнения различных технологических операций при ведены .в таблице.В приведенном примере показана возможность проводки. скважины при на Личин неразобщенных пласта с АВПД и поглощающего пласта с использованием 15 бурового раствора, плотность которого ниже эквивалентного аномального градиента давления. Предлагаемый способ не требует точного определения величин пластовых давлений и давлений 20 гидроразрыва вскрываемых пластов.Если испольэовать высокоструктурированную буровую пастУ сплотностью, точно соответствующей эквивалентному градиенту давления пласта с АВПД, . 2 то при этом надежность способа в смысле предупреждения возможных осложнений еще более увеличивается. По сравнению с известным предла= гаемый способ бурения в осложненных условиях обеспечивает надежное предотвращение таких осложнений, как нефтегаэопроявления, 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 максимальную сохранность коллекторских свойств продуктивного пласта.1О с л 1 Ю с О л с Ю 1 а О с Ог х ц Ю й Й о о Ц о ч 1 а В до од 3 х Ф ф 3 Щ 1 3:46 ох со0 33 Йо о Х й Ц И йо оы Оа 6 ох азха оде о Рзххо1 Яеф 1Фкоз1 3 й1 ФИФ с 11 РЮХЮ 11 ХХ 3977695 16 Формула изобретения ФиО НИИПИ Заказ 9154/42 Тираж 623 Подписноев ееилиал ППП "Патент", г.ужгород, ул.Проектная,4 1. Способ бурения скважины в осложненных условиях, включающий регулирование противодавлення по всему стволу скважины путем изменения показателей структурно-механических свойств бурового раствора, осуществляемое изменением интенсивности физико-механического воздействия на последний в процессе буренйя, о тл и ч а ю щ и й с я тем, что, с целью повышения надежности предотвращения нетегазопроявлений и поглощений бурового раствора, в качестве бурового раствора используют 15 предельно структурированную предельно пластичную буровую пасту, а Физико- механическое 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 бурового раствора с амплитудой в преде-,. лах 0,1-15 кг/см и с частотой в пределах 20-1000 Гц,2. Способ по п.1, о т л и ч а ющ и й с я тем, что предельное динамическое напряжение сдвига буровой пасты выбирают в пределах 500- 10000 мг/смф. Источники инФормации,принятые во внимание при экспертизе1, Михеев В.Л. Технологические,свойства буровых растворов. Я.,Недра, 1979, с. 1582, Патент США Р 3294184,кл.175-65,опублик.1966(прототип).