Способ бурения скважины
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
K rraTF.HTÓ
Комитет Российской Федерации по патентам и товарным знакам (21) 4946720/03 (22) 17.06.91 (46) 15.11.93 Бюл. Na 41-42 (71) Томский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (72) Чиркин АД; Прасс Л.В. (73) Томский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (54) СПОСОБ БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ (57) Изобретение относится к кустовому методу бурения скважин и может быть использовано при освоении нефтегазовых месторождений. Цель: повышение эффективности процесса при кустовом бурении за счет снижения затрат на поддержание (в) RU (11) 2002940 Ck (51) 5 ЕИВИ ОО тт": "ре 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.
2002940
Изобретение относится к кустовому ме, тоду бурения скважин и может быть использовано при освоении нефтегазовых месторождений.
Известен способ бурения скважин. включающий разрушение горных пород, удаление шлама буровым раствором с забоя, очистку бурового раствора и стабилизацию бурового раствора.
Недостатком этого способа является низкое качество очистки бурового раствора, особенно при бурении песчаных пород, когда механизмы очистки не успевают удалять шлам, Известен способ бурения скважин, включающий разрушение горных пород, удаление шлама буровым раствором с забоя, очистку и стабилизацию плотности бурового раствора, удаление отработанного бурового раствора в шламовый амбар.
Недостатком данного способа является низкая эффективность процесса при кустовом бурении, связанная с тем. что для стабилизации плотности периодически часть бурового раствора при повышение плотности раствора выше допустимой, удаляют в шламовый амбар, что приводит к повышению затрат.
Цель изобретения — повышение эффективности процесса при кустовом бурении за счет 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 условия где р деп. — максимально допустимое значение плотности бурового раствора, т/мз; p треб. требуемое значение плотности
3. бурового раствора. т/м", з, р — плотность воды. т/м:
Vbp — объем бурового раствора в циркуляционной системе, м .
Сущность изобретения заключается в том, что при кустовом методе бурения часть бурового раствора при превышении плотности предлагается направить в пробуренные скважины, которые испольэовать можно как бы в качестве запасных емкостей. Причем по временному интервалу в технологиче"0 ской цепочке бурения, заканчивания и освоения скважин предлагаемый способ осуществляют до перфорации обсадной колонны, что позволяет отказаться от приготовления специального раствора-аналога, "5 имеющего параметры (плотность) бурового оаствора. Это очень важно при бурении скважин на нефтегазовых месторождениях, когда существует опасность прорыва газа и возникновения аварии (в случае, когда не выдерживается плотность жидкости в скважине). Кроме того, часть жидкости, оставшуюся в скважине после тампонирования, выдавливают из скважин и направляют в циркуляционную систему, что позволяет сэкономить пресную воду, которая зачастую имеется в недостаточном количестве на Gyровс й.
Сопоставительный анализ предлагаемого технического решения с прототипом
З0 показывает что предлагаемый способ отличается от известного тем, что стабилизацию бурового раствора осуществляют путем закачки части бурового раствора иэ циркуляционной системы пробуриваемой скважины в предыдущую пробуренную скважину и направления вытесненной из нее жидкости в циркуляционную системы бурового раствора. При этом обьем удаляемого раствора определяют из заданных условий, Таким образом, предлагаемый. способ соответствует критерию "новизна".
Реализация изобретения позволит уменьшить затраты на приготовление бурового раствора и повысить эффективность бу45 рения,следовательно,способсоответствует критерию "положительный эффект".
Признаки, отличающие изобретение от прототипа, не выявлены в других технических решениях при изученииданной исмежной областей техники и, следовательно, соответствуют критерию "существенные отличия".
Способ реализуется следующим образом.
55 При бурении первой скважины стабилизацию плотности осуществляют известным способом: часть раствора при превышении плотности больше допустимой удаляют в шламовый амбар. После пробуривания первую скважину снабжают НКТ и устьевой ар2002940
Формула изобретения.
45
Составитель А.Хавкин
Техред M.Moðãåíòàï Корректор С. Патрушева
Редактор
Тираж Подписное
НПО "Поиск" Роспатента
113035, Москва. Ж-35, Раушская наб.. 4/5
Заказ 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 в циркуляционную системы и т.д, Пример. При кустовом бурении используют буровой станок БУ-3000 ЭУК, Максимально допустимое значение плотности
1,16; требуемое значение плотности 1,14 т/м . Количество скважин е кусте 6. Объем бурового оаствора в циркуляционной системе 160 м, Объем удаляемого иэ циркуляционной системы бурового раствора
ЛЧ = x 160= 20м (для макси1,16 — 1,14 э
4 мальной глубины бурения 3000 м). Иэ межСПОСОБ БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ, вклю чающий. 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 е предыдущую пробутрубного пространства выдавливается такое же количество воды, которое направляют в циркуляционную систему для уменьшения плотности бурового раствора.
5 В случае использования обсадной колонны с диаметром 146 мм, объем скважины Ч
=лЯ Н =3.14 0.073 . 3000-.50,2 м . В
4 скважины можно закачать 201 м бурового раствора, при этом сэкономится столько же
10 пресной воды и раствора при перфорации.
Таким образом закачка расчетной части бурового раствора из циркуляционной системы пробуриваемой скважины при превышении плотности его выше допустимого .
15 значения в предыдущую пробуренную скважину и направление вытесненной иэ нее жидкости в циркуляционную систему позволяет повысить эффективность процесса бурения за счет снижения затрат на
20 поддержание плотности бурового раствора на заданном уровне. (56) Сидоров Н.А. Бурение и эксплуатация нефтяных и газовых скважин, M.: Недра, 1982. с.11-15, с.120-123.
25 Современные методы регулирования содержания твердой фазы е буровых растворах: изучение процесса обезвоживания в центрифугах SPE 0rill. Tng. 1988, 3 п3, с.315-324.
30 ренную скважину и направления вытесненной из нее жидкости в циркуляционную
35 систему бурового раствора, при этом объем ЬЧ удаляемого из циркуляционной сис- темы бурового раствора определяют иэ условия р,м, одоп — pa где рдел - максимально допустимое значение плотности бурового раствора, т/м;
pvpe6 - требуемое значение плотности бурового раствора, т/мз;
pe - плотность воды, т/м; з.
Чгр — объем бурового раствора в циркуляционной системе, м .
