Способ промывки скважины

 

СПОСОБ ПРОМЫВКИ СКВАЖИНЫ, включающий прокачивание в скважину через бурильную колонну основного, разделяющего и облегченного промывочных агентов, создание перепада давления между затрубным и внутритрубным пространствами, подъембурильной колонны над продуктивной зоной по окончании бурения с созданием циркуляции основного промывочного агента по прямой схеме промывки, отличающийся тем, что, с целью повышения качества и упрощения технологии вскрытия продуктивного пласта, в качестве разделяквдего агента используют раствор на нефтяной основе с предельным статическим напряжением сдвига не ниже 40 мг/см в объеме, равном трехкратному объему ствола скважины в интервале вскрытия продуктивного пласта, при этом раствор на нефтяной основе прокачивают в затрубное пространство с оставлением § 2/3 его объема в полости бурильных О) труб, а закачиваемый объем облегченного промывочного агента равен этому объему.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (1% (11) 3(59 Е 21 В 21/00

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

H ABT0PCH0MV СВИДЕТЕЛЬСТВУ

Эйве»

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И 01ЯРЫТИЙ (21) 3554026/22-03 (22) 17. 02. 83 (46 ) 30. 07. 84. Бюл. Р 28 (72 ) P.Æ. Вахитов, Г. П. Бочкарев и A.Ó.Øàðèïoâ (71) Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (53) 622.243.133(088.8) (56) 1. Авторское свидетельство. СССР

Р 646029, кл. Е 21 В 21/00, 1977.

2. Авторское свидетельство. СССР

Р 989033, кл. Е 21 В 21/00, 1981 (прототип). (54)(57) СПОСОБ IIPONbIBKH CKBAEHHbl, включающий прокачивание в скважину через бурильную колонну основного, разделяющего и облегченного промывочных агентов, создание перепада давления между затрубным и внутритрубным пространствами, подъем. бурильной колонны над продуктивной зоной по окончании бурения с созданием циркуляции основного промывочного агента по прямой схеме промывки, отличающийся тем, что, с целью повышения качества и упрощения технологии вскрытия продуктивного пласта, в качестве разделяющего аген-. та используют раствор на нефтяной основе с предельным статическим напряжением сдвига не ниже 40 мг/см в объеме, равном трехкратному объему ствола скважины в интервале вскрытия продуктивного пласта, при этом раствор на нефтяной основе прокачивают в затрубное пространство с оставлением cg

2/3 его объема в полости бурильных труб, а закачиваемый объем облегченного промывочного агента равен этому объему.

1105603

3, Изобретение относится к бурению скважин, в частности к способу буре.ния при вскрытии продуктивного пласта.

Известен способ бурения скважин с промывкой от осадка с использованием 5 шламоуловителей путем прокачивания в скважину через бурильную колонну основного промывочного агента, который вытесняют в эатрубное пространство и конпенсационную емкость облег- Q ченным промывочным агентом. При заполнении облегченным промывочным агентом объема бурильных труб создается разность давлений между внутритрубным и затрубным пространствами. Облегченный промывочный агент прокачивают до выхода его в затрубное пространство выше продуктивного горизонта. Между основным и облегченным промывочными агентами закачивают разделяющий промывочный агент, а в ка—

20 честве облегченного агента используют пластовую жидкость. Шлам, образовавшийся при углубке скважины, оседает во внутреннем и наружном шламоуловителях при возвратно-поступательном движении указанных промывочных агентов во внутритрубном и затрубном пространствах (1 3.

Основными недостатками данного способа являются необходимость использования внутреннего и наружного шламоуловителей, что усложняет компоновку низа бурильного инструмента и вызывает в определенных условиях аварийные ситуации, а также необходи-З5 мость производства многократных спуско -подъемных операций бурильного инструмента с целью удаления шлама с забоя скважины B шламоуловителях.

Известен способ промывки скважины;40 включающий прокачивание в скважину через бурильную колонну основного, разделяющего и облегченного промывочных агентов, создание перепада давления между затрубным H внутритрубным пространствами, подъем бурильной колонны над продуктивной зоной по окончании бурения с созданием циркуляции основного промывочного агента по прямой схеме промывки. Этот способ позво-50 ляет повысить эффективность промывки скважины за счет исключения наружных и внутренних шламоуловителей, а также исключить необходимость производства дополнительных спуско-подъемных операций для удаления шлама с забоя Г2).

Однако по этому способу промывки скважины парамегры промывочных агентов и их количественные показатели не позволяют качественно вскрыть продуктивную зону нефтяного пласта.

Цель изобретения — повышение качества и упрощение технологии вскрытия продуктивного пласта.

Поставленная цель достигается тем, что согласно способу промывки скважи- 65 ны, включающему прокачивание в скважину через бурильную колонну основного, разделяющего и облегченного промывочных агентов, создание перепада давления между затрубным и внутритрубным пространствами, подъем бурильной колонны над продуктивной з оной по окончании бурения с созданием циркуляции основного промывочного агента по прямой схеме промывки, в качестве разделяющего агента используют раствор на нефтяной основе с предельным статическим напряжением сдвига не ниже 40 мг/см в объеме, равном трехкратному объему ствола скважины в интервале вскрытия продуктивного пласта, при этом раствор на нефтяной основе прокачивают в эатрубное пространство с оставлением 2/3 его объема в полости бурильных труб, а закачиваемый объем облегченного промывочного агента равен этому объему.

На фиг.- 1 представлена схема промывки перед началом бурения продуктивного пласта при эакачивании в полость бурильных труб раствора на нефтяной основе с оставлением 2/" его в полости буровых труб; на фиг. 2 — то же, при бурении продуктивного пласта при создании перепада давления между эатрубным и внутритрубным пространствами; на фиг. 3 — то же, после окон чании бурения продуктивного пласта.

Схема содержит обсадную трубу 1, бурильную колонну 2, буровое долото основной промывочный агент 4 (глинистый раствор), раствор 5 на нефтяной основе, обл е гче нный промывочный агент 6, компенсационную емкость 7, I эашламленную порцию раствора 8 на нефтяной основе.

Способ осуществляется следующим образ ом.

Перед началом бурения по вскрытию продуктив ного пласта в скважину, з аполненную основным промывочным агентом (глинистый, меловой, полимерный и другие растворы или техническая вода и т.д.), спускают бурильную колонну с породоразрушающим инструментом и эакачивают в нее раствор на нефтяной основе с предельным CHC не ниже 40 мг/см- и объемом, равным трехкратному объему ствола скважины в интервале вскрытия процуктивного пласта. Данны объем PHO продавливают основным промывочным агентом в эатрубное пространство скважины выше продуктивного пласта с оставлением

2/3 объема РНО в полости бурильных труб. При этом основной промывочный агент, выходящий из затрубного пространства, направляют в приемы бурового насоса.

После окончания продавки PHO основным промывочным агентом в по-. лость бурильных труб эакачивают облегченный промывочный агент объемом, 1105603 равным объему РНО в бурильных трубах.

При этом основной промывочный агент из затрубного пространства скважины вытесняют в компенсационную емкость, установленную у устья скважины, а порция PHO из бурильных труб — в зат- 5 рубное пространство скважины. Поскольку при этом между затрубным и внутритрубным пространствамисоздается перепад давления, после окончания закачки облегченного промывочного агента и открытия пусковой задвижки насоса основной промывочный агент интенсивно из компенсационной емкости обратно стекает в затрубное пространство скважины, à PHO в том же 15 объеме из затрубного пространства— в полость бурильных труб.

При таком acçâðàòío-поступательном движении растворов в эатрубном и внутритрубном пространствах произ- 20 водится бурение продуктивного пласта.

Такая циркуляция PHO обеспечивает охлаждение породораэрушающего инструмента, удаление выбуренной породы из призабойной эоны, взвешивание ее в растворе и постоянное перекрытие интервала продуктивного горизонта укаэанным раствором. При этом в процессе очистки забоя оТ выбуренной породы участвует, т.е. зашламляется, только 2/3 объема закачанного РНО, остальная часть остается не зашламленной. Скорость возвратно-поступательного движения растворов или интенсивность очистки забоя скважины, регулируется скоростью подачи облегченного промывочного агента и обрат" ного его выпуска в прием насоса через пусковую задвижку.

После окончания бурения продуктивного пласта и доведения скважины до 40 проектной глубины бурильный инструмент приподнимают над кровлей продуктивного горизонта. В процессе подъема бурильного инструмента для предотвращения возможного выпивания 45 эашламованной порции PHO из полости бурильных труб в скважину может быть

Т а б л и ц а 1

Параметры раствора

Растворы

СНС, мг/см, за

ПлотВода ность, /р

Условная вязкость с

Показатель фильтрации, см

Негашенная известь

Высокоокисленный битум

Дизельное топливо

1 мин 10 мин

650 170

620 180

600 200

200

80 1120 235 0,5 18,2

42,8

230..

230

Компонентный состав, г/л произведена подкачка определенного объема основного промывочного агента с устья скважины в эатрубное пространство. Затем буровым насосом создают циркуляцию основного промывочного агента, и зашламленную порцию PHO иэ полости бурильных труб вымывают по прямой схеме циркуляции в желоба и систему очистки для сбора и регенерации.

Плотность основного промывочного агента в затрубном пространстве скважины выбирается исходя из величины пластового давления вскрываемого продуктивного пласта.

Между основным промывочным агентом и PHO в затрубном пространстве скважины может быть эакачен разделяющий агент - вязкоупругий раствор.

Необходимость закачки PHO с предельным статическим напряжением сдвига не ниже 40 мг/см и в объеме, рав2 ном трехкратному объему ствола скважины в интервале вскрытия продуктивного пласта, обосновывается результатами лабораторных исследований.

В лабораторных условиях проведены исследования способности растворов на нефтяной основе удерживать буровой шлам. В табл. 1 приведены компонентные составы и основные технологические параметры исходных PHO.

В пробы раствора вводят навеску бурового шлама, имеющего следующий фракционный состав, Ъ: 10 мм 3,8;

5 мм 16,4; 2,5 мм 42,7; 1 5 мм 33,1;

1 мм 4. После перемешивания пробы раствора со шламом смесь помещают в отстойник и через 30 мин покоя замеряют плотность верхней и нижней половин смеси. По разности указанных плотностей оценивается удерживающая . способность PHO. Если разница плотностей верхней и нижней частей смеси более 40 кг/м, то данный раствор обладает недостаточной удерживающей способностью. Результаты проведенных опытов даны в табл . 2.

1100 217 1,0 14",2 32,2

1130 347 0,0 ;58,4 154,2

1105603

Т а б л и ц а 2

Количество введенного шлама в пробу РНО, „, мь

Плотность раствора после ввода шлама, кг/м

Разница плотностей верхней и нижней частей смеси, / 3

Исходный раствор

100

1160

50

150

1180

200

1200

1230

250

1330

500

1500

1000

120

1180

100

1200

150

1220

200 250

1250

1350

500

1520

1000

1190

100

1210

150

1230

200

1250

250

1360

500

1530

1000

Как следует из данных табл. 1 и 2 раствор Р 1 обладает недостаточно высокими структурно-механическими свойствами в результате чего.его удерживающая способность низка. Раствор М 2 обладает оптимальными структурно-механическими свойствами, он хорошо удерживает шлам и в то же время хорошо прокачивается даже при большом содержании шлама 1более 1000 г/л ), Раствор 9 3 хорошо удерживает шлам, 55 но при его содержании более 200 г/л имеет большую вязкость и плохо прокачивается.

На основании лабораторных иссле.дований способности PHO удерживать 6О буровой шлам установлено, что опти( альное значение предельного СНС его г находится в пределах 40-50 мг/см !

При этом раствор способен хорошо удерживать шлам в количестве до 1000 г/л и легко прокачиваться. При больших добавках шлама PHO сильно загустевает и плохо прокачивается.

Таким образом 1 м PHO c реко дуемым СНС способен удерживать 1 т выбуренной породы. Если учесть, что плотность разбуриваемых горных пород в среднем составляет около 2000 кг/i.", то для удержания всего объема выбуренных пород в рассматриваемом интервале требуется объем РНО, равный двукратному объему ствола скважины в интервале вскрытия продуктивного пласта. Кроме того, после окончания работ по вСкрытию продуктивного пласта интервал от кровли продуктивного горизонта до забоя скважины должен быть заполнен незашламленной порцией

PHO. Исходя из изложенного, общий объем закачиваемого PHO должен быть

1равен трехкратному объему ствола

110560 скважины в интервале вскрытия продуктивного пласта.

Пример. Скважина глубиной

2000 м пробурена до. кровли продуктивного пласта, обсажена эксплуатационной колонной диаметром 146 мм и зацементирована. Для вскрытия продуктивного пласта необходимо пробурить скважину в интервале 2000-2100 м. В ск важину на бурильных трубах диамет-1О ром 73 мм спущено буровое долото диаметром 121 мм. В скважине находится глинистый раствор плотностью 1200 кг/м, Поскольку объем скважины в интервале вскрытия продуктивного пласта составляет около 1,3 м, то в ур в б иль-15 ные трубы закачивают РНО с СНС

40 мг/см и объемом, равным трехкратному объему ствола скважины в указан4 м . ном интервале вскрытия пласта—

Этот объем РНО продавливают глинистым раствором плотностью 1200 кг/м с оставл оставлением 2/3 объема PHO в буриль3 ных трубах, т.е, 2,6 м

После окончания продавки PHO глинистым раствором в процессе бурения в полость бурильных труб облегченный промы омывочный агент — техническую водуобъемом 2,6 м . При этом глинист

3 раствор объемом 2,6 м из эатру т бного пространства скважины вытесняется в компенсационную емкость, а порция

8

PHO объемом 2, 6 мэ из бурильных трубв затрубное пространство.

После окончания закачки облегчен-, ного агента отключается насос, открывается пусковая задвижка насоса и з глинистый раствор объемом 2,6 м самотеком из компенсационной емкости стекает в эатрубное пространство скважины, а PHO в том же объеме — н полость бурильных труб. При таком возвратно-поступательном движении растворов производится бурение продук. тивного пласта.

После окончания бурения бурильный инструмент приподнимают над кровлей продуктивного пласта. При этом незашламленная порция PHO остается в интервале продуктивного пласта, а ". ,зашламленную порцию РНО иэ полости бурильных труб вымывают по прямой схеме циркуляции, производят его регенерацию.

Предлагаемый способ позволяет обеспечить постоянный контакт вскрываемого пласта только с РНО; повысить скорость проводки скважин, исклю. чить аварийные ситуации, особенно при бурении наклонно направленных скважин; улучшить условия труда, предотвратить загрязнение окружающей среды; испольэовать сравнительно малый объем PHO.

1105603

Составитель Е. Столбцов

Редактор М. Петрова

М.П" а Техред Т.Дубинчак КорректоР В.Гирняк

Заказ .: 6 2/24 Тираж 565 Подписное

ВПИИПП Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал ППП "Патент", r.Óæroðoä, ул.Проектная, 4