Способ обработки высокопроницаемого пласта скважины
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам сооружения скважин различного назначения и их креплению. Включает выравнивание фильтрационных и прочностных характеристик ствола путем последовательной обработки ствола гидромониторными струями и закачкой тампонирующих и/или структурообразующих смесей с возможностью последующего контроля за герметичностью ствола гидравлическими испытаниями пласта после каждой стадии изоляции. За счет проведения предложенной последовательности технологических операций повышаются герметичность и прочность ствола в смежных интервалах с несовместимыми геолого-физическими условиями бурения, что позволяет совершенствовать конструкцию глубоких скважин. 2 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к сооружению скважин различного назначения и их креплению.
Большинство осложнений и аварий при строительстве скважин происходит из-за вскрытия проницаемых пластов, что приводит к поглощению жидкости, нарушению технологии буровых работ, а также к газонефтепроявлениям и выбросам.
Известен способ крепления скважины (патент РФ №2208129, кл. Е21В 33/13, 2003), по которому при вскрытии проницаемых пластов в промывочную жидкость вводят твердеющий материал и проводят гидромониторную обработку стенок скважины.
К недостаткам изобретения относятся недостаточно высокие гидроизолирующие характеристики зоны кольматации, которые под действием репрессии и депрессии 1,0-3,0 МПа приводят к восстановлению гидравлической связи пластов и скважины, нарушая при этом герметичность крепи в целом.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому изобретению является способ обработки ствола скважины при бурении на стадии первичного вскрытия продуктивных пластов с кольматацией их гидромониторными струями промывочной жидкости, в которую вводят портландцемент определенной концентрации (патент РФ №2211301, Е21В 33/13, 2003).
Недостатком этого способа являются невысокие гидроизолирующие характеристики формируемого в прискваженной зоне кольматационного слоя при значительной глубине проникновения фильтрата.
Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение герметичности и прочности ствола в смежных интервалах с несовместимыми геолого-физическими условиями бурения, что позволяет совершенствовать конструкцию глубоких скважин.
Поставленная задача достигается тем, что в известном способе обработки ствола скважины, включающем обработку стенок скважины гидромониторными струями промывочного раствора с твердеющим материалом, согласно изобретению проводят выравнивание фильтрационных и прочностных характеристик ствола путем последовательной обработки ствола гидромониторными струями и закачкой тампонирующих и/или структурообразующих смесей с последующим контролем за герметичностью ствола гидравлическими испытаниями пласта после каждой стадии изоляции.
Из научно-технической и патентной литературы известны способы упрочнения стенок ствола скважины как гидромониторными струями промывочного раствора, так и закачка тампонажных смесей (а.с. СССР №819306, Е21В 33/138, 1981; а.с. СССР №1795081, Е21В 33/13, 1993). Применение каждого из этих методов самостоятельно или в другой последовательности не решает задачи вскрытия несовместимых интервалов бурения. Связано это с тем, что технология кольматации приствольной зоны флюидонасыщенных пластов приводит к изоляции коллекторов проницаемостью 0,05-12,0 мкм2 и непригодна для изоляции высокопроницаемых (поглощающих) пластов с коэффициентом проницаемости свыше 15,0 мкм2. Тогда как методы изоляции высокопроницаемых поглощающих пластов не приводят к изоляции низко и средней проницаемости (менее 15-20 мкм2) флюидонасыщенных пластов.
Суть предлагаемого изобретения заключается в том, что, используя по назначению известные технологии, установленная последовательность их применения при вскрытии интервалов с несовместимыми условиями бурения позволяет выровнять фильтрационные и прочностные характеристики ствола скважин до технологически требуемого уровня и продолжить бурение без осложнений (газонефтепроявлений и поглощений) в этом интервале и спуска обсадной колонны. Промысловая реализация предлагаемого комплекса методов изоляции и порядок их производства приводят к проявлению синергетического эффекта (нелинейного роста показателей работ) при бурении и заканчивании скважин.
Технологическая схема реализации способа заключается в следующем.
Бурение интервалов с несовместимыми гидравлическими условиями бурения (возникновение поглощений, газонефтеводопроявлений гидроразрыва горных пород) начинают из-под башмака удлиненного кондуктора или последней технической колонны с одновременной обработкой ствола через наддолотный гидромониторный переводник высоконапорными струями бурового раствора с расчетными параметрами воздействия на проницаемые породы (скорость истечения струи из насадка, динамическое давление пятна струи на преграду, частота вращения долота и подача инструмента).
Если в процессе бурения вскрыт поглощающий пласт, бурильный инструмент устанавливают выше кровли поглощения на 100-150 м и после приготовления тампонажной смеси зону поглощения изолируют нагнетанием ее в призабойную зону при оптимальном давлении (6,0-8,0 МПа).
После вскрытия бурением (с изоляцией) смежных интервалов на полную мощность производится опрессовка ствола контрольным гидродинамическим давлением для оценки герметичности ствола по коэффициенту приемистости К (м3/с МПа) и гидромеханической прочности по градиенту давления испытания ∇Р (МПа/м).
По достигнутым показателям К и ∇P принимается решение об отказе крепления этого интервала обсадной колонной и возможности продолжения бурения необсаженным стволом.
Пример.
Проектная глубина скважины 4700 м. Глубина спуска обсадных колонн: кондуктор диаметром 426 мм на 100 м; первая техническая колонна диаметром 324 мм на 2000 м; вторая техническая колонна диаметром 244,5 мм на 2500 м; хвостовик диаметром 193,7 мм в интервале 2400-3700 м; эксплуатационная колонна диаметром 139,7 мм на 4700 м.
После спуска кондуктора и первой технической колонны бурение скважины в интервале с несовместимыми геолого-физическими условиями бурения 2000-3700 м (газопроявление и поглощение буровых растворов) продолжено с обработкой ствола через гидромониторную насадку в наддолотном переводнике струей бурового раствора плотностью 1430 кг/м3. Технологические параметры гидромониторной кольматации приствольной зоны флюидонасыщенных пластов: скорость истечения струи 100-110 м/с, динамическое давление пятна струи на стенку 5-7 МПа, частота вращения долота 10 с-1. Изоляция поглощающих пластов нагнетанием тампонажных паст-пробок и цементного раствора производится с расходом жидкости продавливания, повышающим репрессию на кровлю пласта до 3,0-7,0 МПа при движении цементного раствора в каналах поглощения призабойной зоны. В процессе бурения формирование в прискваженной зоне проницаемых (газопроявляющих и поглощающих) пластов гидроизолирующего кольматационного и затампонированного экрана исключило возникновение осложнений при вскрытии интервала с несовместимыми условиями бурения (наличие пластов с АВПД и АНПД). Это подтвердили результаты контрольных опрессовок ствола расчетным гидромеханическим давлением до и после вскрытия бурением осложненного интервала 2000-3700 м (табл.1). В результате конструкция глубокой скважины усовершенствована за счет уменьшения диаметров первой и второй технических колонн (облегчена конструкция) и отказа от использования «хвостовика» в интервале с несовместимыми геолого-физическими условиями бурения скважины (упрощение конструкции) (табл.2).
Таким образом, реализация изобретения позволяет успешно совершенствовать конструкции глубоких скважин за счет повышения герметичности и прочности ствола в интервалах с несовместимыми геолого-физическими условиями бурения управляемой гидроизоляцией приствольной зоны флюидонасыщенных пластов последовательной обработкой ствола гидромониторными струями буровых растворов и закачкой тампонажных смесей в поглощающий пласт. Достигнутые при этом технико-экономические показатели работ при строительстве глубокой скважины составили: рост показателей работы долот - 25%; снижение металлоемкости продукции - 18%; уменьшение объема выбуренной породы - 27%; сокращение срока строительства скважины - 3,5 мес.
| Таблица 1 | ||||||
| Результаты контрольных опрессовок ствола гидромеханическим давлением | ||||||
| Интервалы опрессовок м | Параметры опрессовок | Результаты испытаний | Заключение | |||
| QH 10-3, | РОП 10-1, | ТОП, | ∇P 10-1, | К 10-2, | ||
| м3/с | МПа | с | МПа/м | м3/(с МПа) | ||
| 2000-2400 | ≤3 | 10 | 300 | 0,18 | ≤0,015 | Пласты с АНПД и АВПД изолированы |
| 2000-3700 | ≤5 | 15 | 300 | 0,18 | ≤0,017 |
Примечание: QH - подача насоса; РОП - давление опрессовки на устье скважины; ТОП - время опрессовки; ∇Р - градиент гидромеханического давления испытания; К - коэффициент полной приемистости интервала испытаний.
| Таблица 2 | ||||||
| Показатели проектной и усовершенствованной конструкций скважин | ||||||
| Название обсадных колонн | Проектная | Усовершенствованная | ||||
| диаметр скв-ны, м | диаметр кол-ны м | инт-л установки, м | диаметр скв-ны, м | диам-р кол-ны м | инт-л уст-ки м | |
| кондуктор | 0,490 | 0,426 | 100 | 0,394 | 0,324 | 100 |
| 1-я техн. колонна | 0,394 | 0,324 | 2000 | 0,295 | 0,244 | 2000 |
| 2-я техн. колонна | 0,295 | 0,244 | 2500 | 0,216 | 0,194 | 3700 |
| хвостовик | 0,216 | 0,194 | 2400-3700 | 0,216 | - | - |
| эксплуатационная колонна | 0,190 | 0,1397 | 5000 | 0,190 | 0,1397 | 4555 |
Способ обработки высокопроницаемого ствола скважины, включающий бурение, обработку стенок скважины гидромониторными струями бурового раствора с твердеющим материалом, отличающийся тем, что выравнивание фильтрационных и прочностных характеристик ствола проводят путем последовательной обработки ствола гидромониторными струями и закачкой тампонирующих и/или структурообразующих смесей, с последующим контролем за герметичностью ствола гидравлическими испытаниями пласта после каждой стадии изоляции.
