Способ бурения скважины


 


Владельцы патента RU 2478769:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к строительству скважин и может найти применение при бурении скважины через зоны поглощения промывочной жидкости. При бурении выполняют вращение и осевую подачу компоновки с долотом и подачу промывочной жидкости через внутреннюю полость компоновки на забой, спуск и цементирование обсадной колонны. Скважину бурят, не доходя до продуктивного пласта на 5-40 м, спускают бурильные трубы с пакером на конце. Пакер размещают над нижним интервалом зоны поглощения. По колонне труб закачивают в зону поглощения глинистый раствор плотностью 1080-1350 г/см3, содержащий волокнистый наполнитель или резиновую крошку из расчета 0,5-3,0 м3 на 10 м3 раствора при производительности насоса не более 15 м3/час до создания давления на устье скважины 2,8-3,2 МПа. Прекращают закачку. Определяют приемистость скважины. При приемистости, отличающейся от нулевой, продолжают закачку раствора, добиваются нулевой приемистости. Последовательно поднимают колонну бурильных труб с пакером в каждый интервал зоны поглощения и повторяют операции. В последнем верхнем интервале поднимают из скважины колонну бурильных труб с пакером и спускают со скоростью 0,5-1,0 м/с колонну бурильных труб с долотом на конце. Через каждые 300-400 м спуска промывают скважину буровым раствором и постепенно заменяют его. Поднимают колонну бурильных труб с долотом из скважины. Спускают бурильную компоновку и добуривают скважину до проектной отметки. Повышается эффективность изоляции зон поглощения. 1 пр.

 

Изобретение относитcя к строительству скважин и может найти применение при бурении скважины через зоны поглощения промывочной жидкости.

Известен способ бурения скважины, включающий вращение и осевую подачу компоновки с долотом и подачу промывочной жидкости из внутренней полости компоновки через долото на забой, при этом в зоне поглощения промывочной жидкости часть потока промывочной жидкости из внутренней полости компоновки направляют в затрубное пространство над долотом (Патент РФ №2024723, кл. Е21В 21/00, опубл. 15.12.94).

Известен способ вскрытия пластов, согласно которому при вскрытии пластов до кровли проводят вращение и осевую подачу компоновки с долотом и подачу промывочной жидкости через внутреннюю полость компоновки на забой. Затем спускают и цементируют обсадную колонну с клиновым посадочным кольцом в башмачной части. Продолжают вскрытие с подачей промывочной жидкости через внутреннюю полость компоновки на забой до пласта с частичным или полным поглощением промывочной жидкости. При вскрытии пласта с частичным или полным поглощением промывочной жидкости разобщают затрубное пространство скважины выше пласта с частичным или полным поглощением промывочной жидкости. Подачу всего потока промывочной жидкости ведут через внутреннюю полость компоновки в затрубное пространство скважины выше места разобщения при одновременном создании в затрубном пространстве ниже места разобщения пониженного давления и депрессии на пласт и эжектировании жидкости со шламом с забоя через внутреннюю полость компоновки в затрубное пространство выше места разобщения, перемешивании с промывочной жидкостью и направлении к устью скважины (Патент РФ №2279535, опубл. 2006.07.10 - прототип).

Известные способы позволяют избежать поглощения промывочной жидкости зоной поглощения, однако способы не способствует изоляции зоны поглощения, что приводит к поглощению цемента при креплении скважины, нарушению целостности заколонного цементного кольца.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ вскрытия бурением катастрофически поглощающего пласта, включающий определение интервала поглощения, а также таких характеристик, как интенсивность поглощений, наличие в этих интервалах провалов бурильного инструмента, изменений механической скорости бурения по материалам бурения и геофизических исследований в соседних пробуренных скважинах. Определяют пластовое давление поглощающего пласта и вскрывают его бурением с использованием глинистого раствора, обработанного наполнителем. Перед приготовлением глинистого раствора пластовое давление поглощающего пласта определяют по математической зависимости. Вскрытие интервала поглощения с частичным поглощением начинают с использованием глинистого раствора вязкостью 35-40 с и с плотностью, обеспечивающей превышение давления столба бурового раствора над пластовым на 0,3÷0,4 МПа, с содержанием волокнистых наполнителей 8-10% от объема бурового раствора, с компоновкой низа бурильной колонны утяжеленной бурильной трубой длиной 75÷100 м с диаметром 165÷178 мм и с долотом без насадки. Промывку забоя скважины указанным буровым раствором осуществляют производительностью не более 14-15 л/с. При потере циркуляции бурового раствора содержание волокнистого наполнителя в нем увеличивают до 25÷35%, а промывку забоя при углублении осуществляют с производительностью насоса 3-4 л/с до восстановления циркуляции. После полной проходки интервала поглощения зону поглощения закрепляют закачкой цементного раствора. (Патент РФ №2259460, опубл. 2005.08.27).

Известный способ не позволяет в полной мере изолировать зону с катастрофическим поглощением.

В предложенном изобретении решается задача изоляции зон поглощения при бурении скважины.

Задача решается тем, что в способе бурения скважины, включающем закачку во вскрытый интервал зоны поглощения бурового раствора с волокнистым наполнителем, согласно изобретению скважину бурят, не доходя до продуктивного пласта на 5-40 м, в скважину спускают бурильные трубы с пакером на конце, пакер размещают над нижним интервалом зоны поглощения, устанавливают пакер, по колонне труб закачивают в зону поглощения глинистый раствор плотностью 1080-1350 г/см3, содержащий волокнистый наполнитель или резиновую крошку из расчета 0,5-3,0 м3 на 10 м3 раствора при производительности насоса не более 15 м3/час до создания давления на устье скважины 2,8-3,2 МПа, прекращают закачку, определяют приемистость скважины при давлении на устье 2,3-2,5 МПа, при приемистости, отличающейся от нулевой, продолжают закачку раствора, добиваются нулевой приемистости, по достижении нулевой приемистости поднимают колонну бурильных труб с пакером и размещают пакер над следующим по высоте интервалом зоны поглощения, повторяют операции как в нижележащем интервале зоны поглощения, последовательно поднимают колонну бурильных труб с пакером в каждый интервал зоны поглощения и повторяют операции, после завершения работ в последнем верхнем интервале зоны поглощения поднимают из скважины колонну бурильных труб с пакером и спускают со скоростью 0,5-1,0 м/с колонну бурильных труб с долотом на конце, через каждые 300-400 м спуска промывают скважину буровым раствором и постепенно заменяют в скважине буровой раствор, содержащий волокнистый наполнитель или резиновую крошку, на буровой раствор без волокнистого наполнителя или резиновой крошки, поднимают колонну бурильных труб с долотом на конце из скважины, спускают бурильную компоновку и добуривают скважину до проектной отметки.

Сущность изобретения

Бурение скважин осложняется наличием зон поглощения, изоляция которых представляет значительные трудности. В предложенном способе решается задача изоляции зон поглощения в скважине. Задача решается следующим образом.

При бурении скважины выполняют вращение и осевую подачу компоновки с долотом и подачу промывочной жидкости через внутреннюю полость компоновки на забой, спуск и цементирование обсадной колонны. Скважину бурят, не доходя до продуктивного пласта на 5-40 м. В скважину спускают бурильные трубы с пакером на конце. Пакер размещают над нижним интервалом зоны поглощения, устанавливают пакер. По колонне труб закачивают в зону поглощения глинистый раствор плотностью 1080-1350 г/см3, содержащий волокнистый наполнитель или резиновую крошку из расчета 0,5-3,0 м3 на 10 м3 раствора при производительности насоса не более 15 м3/час до создания давления на устье скважины 2,8-3,2 МПа. Прекращают закачку. Данные параметры подобраны как наиболее оптимальные для изоляции зоны поглощения. Определяют приемистость скважины при давлении на устье 2,3-2,5 МПа. Как правило, при этом приемистость бывает равна нулю. При приемистости, отличающейся от нулевой, продолжают закачку раствора. Добиваются нулевой приемистости. По достижении нулевой приемистости поднимают колонну бурильных труб с пакером и размещают пакер над следующим по высоте интервалом зоны поглощения. Повторяют операции как в нижележащем интервале зоны поглощения. Последовательно поднимают колонну бурильных труб с пакером в каждый интервал зоны поглощения и повторяют операции. Таким образом, изолируют все интервалы зон поглощений. После завершения работ в последнем верхнем интервале зоны поглощения поднимают из скважины колонну бурильных труб с пакером и спускают со скоростью 0,5-1,0 м/с колонну бурильных труб с долотом на конце. Столь малая скорость спуска позволяет сохранить изоляционный материал в интервалах зон поглощений, а наличие долота позволяет выполнить операцию, сходную с шаблонированием скважины. Через каждые 300-400 м спуска промывают скважину буровым раствором и постепенно заменяют в скважине буровой раствор, содержащий волокнистый наполнитель или резиновую крошку, на буровой раствор без волокнистого наполнителя или резиновой крошки. Поднимают колонну бурильных труб с долотом на конце из скважины, спускают бурильную компоновку и добуривают скважину до проектной отметки.

В качестве волокнистого наполнителя может быть использован волокнистый наполнитель типа кордового волокна, текстильного волокна, технической ваты (улюка) и т.п.

В результате при креплении скважины цементным раствором после завершения бурения всей скважины не наблюдается поглощения цементного раствора, что свидетельствует о полной изоляции зон поглощения.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Бурят скважину глубиной 1628 м. Выполняют вращение и осевую подачу компоновки с долотом и подачу промывочной жидкости через внутреннюю полость компоновки на забой. Скважину бурят, не доходя до продуктивного пласта на 20 м. В скважину спускают бурильные трубы с пакером на конце. Пакер размещают над нижним интервалом зоны поглощения на глубине 1530 м. Интервал зоны поглощения составляет 17 м. Устанавливают пакер. По колонне труб закачивают в зону поглощения глинистый раствор плотностью 1,25 г/см3, содержащий волокнистый наполнитель - кордовое волокно из расчета 2,0 м3 на 10 м3 раствора при производительности насоса 14 м3/час до создания давления на устье скважины 3 МПа. Прекращают закачку. Определяют приемистость скважины при давлении на устье 2,4 МПа. Приемистость равна нулю. Поднимают колонну бурильных труб с пакером и размещают пакер над следующим по высоте интервалом зоны поглощения на глубине 1110 м. По колонне труб закачивают в зону поглощения глинистый раствор плотностью 1,25 г/см3, содержащий резиновую крошку из расчета 0,5 м3 на 10 м3 раствора при производительности насоса 15 м3/час до создания давления на устье скважины 2,8 МПа, прекращают закачку, определяют приемистость скважины при давлении на устье 2,3 МПа. Приемистость отличается от нулевой. Продолжают закачку раствора, добиваются нулевой приемистости. По достижении нулевой приемистости поднимают колонну бурильных труб с пакером и размещают пакер над следующим по высоте интервалом зоны поглощения на глубине 660 м. По колонне труб закачивают в зону поглощения глинистый раствор плотностью 1,25 г/см3, содержащий волокнистый наполнитель - улюк из расчета 3,0 м3 на 10 м3 раствора при производительности насоса 13 м3/час до создания давления на устье скважины 3,2 МПа. Прекращают закачку, определяют приемистость скважины при давлении на устье 2,5 МПа. Приемистость равна нулю. Поднимают из скважины колонну бурильных труб с пакером и спускают со скоростью в пределах от 0,5 до 1,0 м/с колонну бурильных труб с долотом на конце. Через 300, через 350 и через 400 м спуска промывают скважину буровым раствором и постепенно заменяют в скважине буровой раствор, содержащий волокнистый наполнитель или резиновую крошку, на буровой раствор без волокнистого наполнителя или резиновой крошки. Поднимают колонну бурильных труб с долотом на конце из скважины, спускают бурильную компоновку и добуривают скважину до проектной отметки. Производят спуск и цементирование обсадной колонны.

В результате удается полностью изолировать зоны поглощения и полностью предотвратить поглощение цементного раствора при цементировании обсадной колонны.

Применение предложенного способа позволит решить задачу изоляции зон поглощения при бурении скважины.

Способ бурения скважины, включающий вращение и осевую подачу компоновки с долотом и подачу промывочной жидкости через внутреннюю полость компоновки на забой, спуск и цементирование обсадной колонны, отличающийся тем, что скважину бурят, не доходя до продуктивного пласта на 5-40 м, в скважину спускают бурильные трубы с пакером на конце, пакер размещают над нижним интервалом зоны поглощения, устанавливают пакер, по колонне труб закачивают в зону поглощения глинистый раствор плотностью 1080-1350 г/см3, содержащий волокнистый наполнитель или резиновую крошку из расчета 0,5-3,0 м3 на 10 м3 раствора при производительности насоса не более 15 м3/ч до создания давления на устье скважины 2,8-3,2 МПа, прекращают закачку, определяют приемистость скважины при давлении на устье 2,3-2,5 МПа, при приемистости, отличающейся от нулевой, продолжают закачку раствора, добиваются нулевой приемистости, по достижении нулевой приемистости поднимают колонну бурильных труб с пакером и размещают пакер над следующим по высоте интервалом зоны поглощения, повторяют операции как в нижележащем интервале зоны поглощения, последовательно поднимают колонну бурильных труб с пакером в каждый интервал зоны поглощения и повторяют операции, после завершения работ в последнем верхнем интервале зоны поглощения поднимают из скважины колонну бурильных труб с пакером и спускают со скоростью 0,5-1,0 м/с колонну бурильных труб с долотом на конце, через каждые 300-400 м спуска промывают скважину буровым раствором и постепенно заменяют в скважине буровой раствор, содержащий волокнистый наполнитель или резиновую крошку, на буровой раствор без волокнистого наполнителя или резиновой крошки, поднимают колонну бурильных труб с долотом на конце из скважины, спускают бурильную компоновку и добуривают скважину до проектной отметки.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к строительству скважин и может найти применение при проводке ствола скважины с большим зенитным углом. .

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к устройству, предназначенному для забуривания боковых стволов из ранее пробуренных скважин. .

Изобретение относится к горной промышленности, в частности к бурению скважин. .

Изобретение относится к горной промышленности, в частности к бурению скважин. .

Изобретение относится к области бурения скважин, а именно с способам проходки горных пород путем воздействия на буримую среду энергией струй рабочего агента под давлением.

Изобретение относится к области бурения наклонно-направленных и горизонтальных стволов нефтяных и газовых скважин на девонские отложения. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способу строительства скважины. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины. .

Изобретение относится к буровой технике и может использоваться в компоновке бурильного инструмента в качестве устройства для воздействия промывкой на забой скважины.
Изобретение относится к строительству скважин и может найти применение при проводке ствола скважины с большим зенитным углом. .

Изобретение относится к горной промышленности, в частности к устройствам отвода шлама от рабочего места бурильщика на буровых станках, предназначенных для бурения скважин ударно-вращательным способом в подземных условиях.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для промывки и очистки буровых скважин. .

Изобретение относится к области машиностроения и может быть использовано в системах буровых станков, в частности для соединения вращающегося става штанг с неподвижным рукавом бурового станка, по которому подводится воздушно-водяная смесь.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к устройствам для предотвращения потерь бурового раствора при отсоединении труб. .

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к клапанным устройствам в системах рециркуляции бурового раствора с применением бурильной колонны с гидравлическим забойным двигателем.

Изобретение относится к бурению скважин и может найти применение при регулировании условий бурения. .

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к компенсаторам промывочной жидкости. .

Изобретение относится к бурению и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин с давлением продуктивного пласта ниже гидростатического. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при промывке забоя скважины. .
Наверх