Способ вскрытия продуктивного пласта на управляемой депрессии



Способ вскрытия продуктивного пласта на управляемой депрессии
Способ вскрытия продуктивного пласта на управляемой депрессии
Способ вскрытия продуктивного пласта на управляемой депрессии
Способ вскрытия продуктивного пласта на управляемой депрессии
Способ вскрытия продуктивного пласта на управляемой депрессии
Способ вскрытия продуктивного пласта на управляемой депрессии
Способ вскрытия продуктивного пласта на управляемой депрессии
E21B44/00 - Системы автоматического управления или регулирования процессом бурения, т.е. самоуправляемые системы, осуществляющие или изменяющие процесс бурения без участия оператора, например буровые системы, управляемые ЭВМ (неавтоматическое регулирование процесса бурения см. по виду процесса; автоматическая подача труб со стеллажа и соединение бурильных труб E21B 19/20; регулирование давления или потока бурового раствора E21B 21/08); системы, специально предназначенные для регулирования различных параметров или условий бурового процесса (средства передачи сигналов измерения из буровой скважины на поверхность E21B 47/12)

Владельцы патента RU 2649204:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") (RU)

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, и в частности к бурению нефтяных скважин. Способ включает спуск в скважину колонны бурильных труб с долотом, обвязку устья скважины, промывку ствола скважины и подачу на долото при бурении промывочной жидкости, проведение исследований по установлению режимов бурения, установление оптимального расхода промывочной жидкости по графику. Для построения графика по данным соседних скважин определяется средний коэффициент продуктивности, устанавливается зависимость устьевого давления от забойного на нескольких режимах по этим же скважинам. Оптимальный режим бурения выбирается по графикам этих зависимостей по точке пересечения расходной характеристики пласта с расходной характеристикой скважины, и бурение осуществляют, управляя устьевым давлением таким образом, чтобы дебит скважины составлял 30÷50% от наибольшего дебита соседних скважин. Повышается качество вскрытия пластов, предотвращается кольматация призабойной зоны, сохраняется ее первоначальная проницаемость. 2 ил.

 

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и, в частности, к бурению нефтяных скважин.

Известен способ вскрытия газоносного пласта бурением (Патент RU 2148698, Е21В 21/08, опубликованный 20.06.05 г.), включающий расчет минимальной плотности промывочной жидкости в начальный момент вскрытия и проведение вскрытия пласта на промывочной жидкости, обеспечивающей минимальную расчетную плотность.

Недостатком указанного способа является невозможность оперативного реагирования на изменение пластового давления регулированием забойного, т.к. изменение плотности промывочной жидкости требует затрат времени, а чрезмерное утяжеление бурового раствора может привести к возникновению аварийной ситуации.

Известен способ бурения скважины на депрессии (Патент RU 2287660, Е21В 21/14, опубликованный 20.11.2006 г.), включающий применение аэрированной промывочной жидкости, бурение заданного интервала без извлечения бурильной колонны, промывку скважины в режиме аэрации с расхаживанием колонны перед ее наращиванием, закачку газа и долив нефти в трубное пространство, герметизацию затрубного пространства.

Наиболее близким по технической сущности является способ вскрытия продуктивного пласта на депрессии (патент РФ №2199646, МПК Е21В 21/00, 20.08.03). Промывают ствол скважины, подают на долото при бурении аэрированную промывочную жидкость. В стволе скважины проводят исследования по установлению режимов бурения на депрессии. Автономными и кабельными манометрами замеряют давления на всех режимах. Устанавливают потери давления в интервале от места установки манометра до устья скважины. По данным изменения забойного давления от расхода промывочной жидкости и газообразного агента строят график полученной зависимости. По графику устанавливают требуемый режим подачи жидкости и агента.

Недостатком способа является высокая аварийность в случае несоблюдения расчетной величины депрессии, сложность реализации способа в связи со сложностью обеспечения необходимых свойств промывочной жидкости на глубине. При реализации способа часть выбуренной породы неизбежно попадает в призабойную зону пласта и создает кольматирующий эффект.

Задачей способа вскрытия продуктивного пласта на депрессии является повышение качества вскрытия продуктивных пластов за счет возможности управления депрессией и дебитом, с которым продуцирует пласт.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является предотвращение кольматации призабойной зоны и сохранение ее первоначальной проницаемости.

Технический результат достигается тем, что в способе вскрытия продуктивного пласта на управляемой депрессии, включающем спуск в скважину колонны бурильных труб с долотом, обвязку устья скважины, промывку ствола скважины и подачу на долото при бурении промывочной жидкости, проведение исследований по установлению режимов бурения, установление оптимального расхода промывочной жидкости по графику, при этом для построения графика по данным соседних скважин определяется средний коэффициент продуктивности, устанавливается зависимость устьевого давления от забойного на нескольких режимах по этим же скважинам, оптимальный режим бурения выбирается по графику этой зависимости по точке пересечения расходной характеристики пласта с расходной характеристикой скважины, и бурение осуществляют, управляя устьевым давлением, таким образом, чтобы дебит скважины составлял 30÷50% от наибольшего дебита соседних скважин.

На фиг. 1 показана схема циркуляции бурового раствора при вскрытии продуктивного пласта на управляемой депрессии. Буровой раствор по бурильной колонне 1 подают в скважину глубиной Н (м). При этом забойное давление (на выходе из долота 2) P1 (МПа), давление на устье - Р2 (МПа), расход бурового раствора на входе в скважину Q03/с). В скважину спущены обсадные трубы 3. Регулировку устьевого давления можно осуществлять регулировкой штуцера 4. Подачу насоса выбирают так, чтобы обеспечить вынос породы с забоя скважины. Гидравлические сопротивления в циркуляционной системе пропорциональны квадрату расхода.

Для решения задачи вскрытия продуктивного пласта введем следующие допущения, характеризующие всю систему «скважина-пласт». Будем считать, что обсадная колонна спущена до кровли продуктивного пласта, состав и свойства бурового раствора выбраны в соответствии с геологическими условиями, гидравлические сопротивления рассчитаны по известным формулам или определены специальными экспериментами до вскрытия пласта, известны свойства пластовых флюидов. Необходимо определить расходные характеристики «пласт-забой» и «забой-штуцер», т.е.:

где q - дебит пласта, м3/с;

P1 - забойное давление, МПа;

Р2 - давление на штуцере обсадной колонны, МПа.

Для определения расходных характеристик «пласт-забой» в соответствии с законом Дюпюи можно записать:

где Рпл и P1 - пластовое и забойное давление соответственно, МПа;

q - дебит пласта, м3/с;

А - коэффициент продуктивности, .

Расходные характеристики «забой-штуцер» (фиг. 1) определяются:

где: P1 - забойное давление, МПа

λ - коэффициент гидравлических сопротивлений в обсадной колонне;

ρ - плотность раствора, кг/м3;

Н - глубина скважины, м;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

Q - расход бурового раствора на выходе из скважины, м3/с.

Расход бурового раствора на выходе из скважины:

где: q - дебит пласта, м3/с;

Q0 - расход бурового раствора на входе в скважину, м3/с.

При построении расходной характеристики «забой-штуцер» получают точку пересечения расходных характеристик «забой-штуцер» и «пласт-забой» (точку М). По точке М выбирают устьевое и забойное давление и осуществляют бурение, управляя депрессией так, чтобы дебит скважин составлял 30-50% от дебита соседних скважин.

Реализация способа иллюстрируется примером.

Разбуривается Ватинское месторождение. Продуктивный пласт вскрывают скважиной №729/88. По данным исследования соседних скважин коэффициент продуктивности равен . Глубина разбуриваемой скважины Н=1200 м, плотность раствора ρ=1000 кг/м3, пластовое давление Рпл=20 МПа. Применяя формулу (2), строим расходную характеристику «пласт-забой» по уравнению Р1=20-16667q. Эта характеристика представлена на фиг. 2 зависимостью I.

При определении потерь давления λQ2H необходимо определить Q0, поскольку Q определяется по формуле (4). В соответствии с рекомендациями скорость восходящего потока ν для выноса выбуренной породы должна быть порядка 2 м/с. Определяем Q0 по следующей формуле:

где ν - скорость восходящего потока, м/с;

rc - радиус скважины, м.

Тогда .

Для определения расходных характеристик «забой-штуцер» в уравнение (3) подставляем численные значения.

В формуле (3): ρ⋅g⋅Н=1000⋅9,8⋅1200=11,76 МПа.

Величина Q представляется по формуле (4) в виде суммы расхода на входе в скважину Q0 и дебита пласта q:

Величина дебита пласта много меньше расхода на входе в скважину (q<<Q0), поэтому и величиной q2 можно пренебречь. Следовательно:

Определяем: Q2=(0,0628)2+2⋅0,0628⋅q.

В формуле (3) величина коэффициента гидравлических сопротивлений принята для шероховатых труб: , следовательно: λ⋅Q2⋅Н=0,0421⋅[(0,0628)2+2⋅0,0628⋅q]⋅1200=0,2+6,3⋅q [МПа], причем наибольший средний дебит соседних скважин q=0÷0,0012 м3/с. Окончательно получаем:

Теперь, задаваясь значениями P1, из соотношения (8) определяем расходные характеристики «забой-штуцер» при q=0,0012 л/с. При P1=17,5 МПа из (7) получаем Р2=5,5 МПа, при P1=15 МПа, Р2=3,0 МПа и т.д. Эти характеристики представлены на фиг. 2 в виде зависимостей II.

Точки пересечения расходных характеристик «пласт-забой» и «забой-штуцер» фиг. 2 представляют собой режимы устойчивой работы скважины. Примерно в районе дебита пласта (0,4-0,5)⋅10-3 м3/с, что составит 30-50 % от дебита соседних скважин, получили некоторую точку М. По точке М выбирают забойное давление P1 и Р2=5 МПа, расход раствора на выходе из скважины составляет 63,2 л/с.

Если расход на выходе из скважины смещается в точку В, то необходимо приоткрыть штуцер так, чтобы забойное давление снизилось и дебит увеличился до 0,4⋅10-3 м3/с (Q изменить с 63 до 63,2 л/с). Если точка смещается в сторону С, то штуцер на устье скважины необходимо прикрыть так, чтобы устьевое Р2 выросло до 5 МПа. Для реализации способа необходимо устье скважины оборудовать расходомером, манометром и регулируемым штуцером.

Способ вскрытия продуктивного пласта на управляемой депрессии, включающий спуск в скважину колонны бурильных труб с долотом, обвязку устья скважины, промывку ствола скважины и подачу на долото при бурении промывочной жидкости, проведение исследований по установлению режимов бурения, установление оптимального расхода промывочной жидкости по графику, отличающийся тем, что для построения графика по данным соседних скважин определяется средний коэффициент продуктивности, устанавливается зависимость устьевого давления от забойного на нескольких режимах по этим же скважинам, а оптимальный режим бурения выбирается по графикам этих зависимостей по точке пересечения расходной характеристики пласта с расходной характеристикой скважины, и бурение осуществляют, управляя устьевым давлением таким образом, чтобы дебит скважины составлял 30÷50% от наибольшего дебита соседних скважин.



 

Похожие патенты:

Изобретение относит к управлению геофизическими исследованиями скважины и планированию бурения. В соответствии с одним из примеров предложен комплексный прибор для управления геофизическими исследованиями скважины и планирования бурения, который реализуют с применением вычислительной системы.

Изобретение относится к бурению скважин и может найти применение при регулировании условий бурения. Техническим результатом является представление бурового долота источником скорости, физическая сущность функционирования которого описывается коэффициентом передачи.

Изобретение относится к горной промышленности, строительству и может быть использовано для разработки прочных горных пород посредством рыхлительных агрегатов без проведения буровзрывных работ.

Предложены способ и устройство для управляемого компьютером определения рабочих параметров вычислительной модели скважинного оборудования для бурения скважин в формации.

Изобретение относится к области строительства глубоких скважин, в частности к способам контроля забойных параметров скважины. Техническим результатом является упрощение выполнения контроля забойных параметров и повышение эффективности его использования, в том числе в аварийных ситуациях.

Изобретение относится к бурению скважин, и более конкретно к автоматизации бурения скважин на основании профиля и энергии ствола скважины, бурение которого осуществляют.

Изобретение относится к бурению скважин и может найти применение при регулировании условий бурения. Техническим результатом является определение параметров условий, обеспечивающих подачу механической энергии на систему «долото-забой» с учетом скорости разрушения породы на забое.

Изобретение относится к способу и системе управления рабочим процессом каротажа с использованием механизма адаптивного обучения, применяемого в забое и(или) на поверхности.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для оптимального управления процессом. Техническим результатом является увеличение точности оптимального управления режимом бурения и увеличение механической скорости проводки скважины за счет оптимизации управления по математической модели с тремя регулируемыми параметрами и контролем достижения оптимума по минимуму вибрации бурильной колонны.

Изобретение относится к калибровке программ моделирования бурения и к оценке растяжения труб с целью выполнения коррекций в отношении измерений наклона и азимута и к оценке скручивания труб для выполнения коррекций в настройках передней поверхности режущего инструмента в режиме реального времени.

Система управления текучей средой содержит корпус с входным каналом, находящимся в гидравлическом сообщении с выходным каналом. Положение дроссельного поршня в корпусе управляет потоком текучей среды от входного канала к выходному каналу.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, а именно к способам и системам контроля или сбора мусора из скважины перед и во время завершения добычи из скважины. Предлагается узел, выполненный с возможностью быть размещенным в скважине на пересечении материнского ствола скважины и бокового ствола скважины.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к обеспечению непрерывной циркуляции бурового раствора при бурении скважин. Корпус (2) циркуляционного устройства (1) снабжен центральным каналом (4), предназначенным для размещения в нем части трубы (38); центральный канал (4) содержит верхний и нижний уплотнительные элементы (30, 32); уплотнительные элементы (30, 32) снабжены центральными отверстиями (33), которые при расширении указанных уплотнительных элементов (30, 32) могут закрываться или плотно прилегать к трубе (38), прилегая внутренней уплотнительной поверхностью (34) к трубе (38).
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких скважин, в частности к спуску обсадных колонн в сложных горно-геологических условиях.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к регулированию давления в скважине при циркуляции бурового раствора. Система содержит устройство сброса давления, подсоединенное к трубопроводу между выходным отверстием насоса бурового флюида и входным отверстием буровой колонны, процессор, подсоединенный к устройству сброса давления, выполненный с возможностью принимать сигналы измерений давления, представляющие давление бурового флюида в трубопроводе, принимать сигналы параметров потока бурового флюида через трубопровод, определять, из сигналов измерений давления и сигналов параметров потока, что параметр целевого давления бурового флюида в трубопроводе не является удовлетворенным, и в ответ на определение того, что параметр целевого давления не является удовлетворенным, снижать давление бурового флюида в трубопроводе до тех пор, пока он не станет удовлетворенным, с помощью, по меньшей мере частично, открытия устройства сброса давления.

Изобретение относится к области строительства глубоких скважин, в частности к способам создания депрессии на пласт, и может быть использовано при углублении скважины для сохранения естественных коллекторских свойств разреза.

Группа изобретений относится к управлению вибрацией забойных двигателей при бурении скважин. Устройство содержит объемный двигатель, пару выходных отверстий, прикрепленных к выходному каналу для текучей среды двигателя и включающих выполненное с возможностью выборочного перемещения наружное выходное отверстие, расположенное рядом с неподвижным внутренним выходным отверстием, пружину, предназначенную для возвращения наружного выходного отверстия в нерабочее положение, когда поток буровой текучей среды уменьшен ниже выбранного нижнего предела.

Изобретение относится к строительству глубоких нефтяных и газовых скважин и, в частности, к способам вскрытия высоконапорных продуктивных пластов и крепления интервалов вскрытия обсадной колонной.

Группа изобретений относится к бурению скважин, в частности к управлению скоростью скважинной турбины. Система содержит корпус, изменяемый канал протекания текучей среды, расположенный внутри корпуса, электромагнит, соединенный с корпусом, приводной механизм, управляемый текучей средой, соединенный по текучей среде с изменяемым каналом протекания текучей среды, узел создания нагрузки, соединенный с приводным механизмом, управляемым текучей средой.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к циркуляции буровой текучей среды при вскрытии пласта или заканчивании скважин. Прибор содержит корпус, выполненный с возможностью его присоединения к бурильной колонне и определяющий канал потока текучей среды, рукав, расположенный с возможностью поворота вокруг корпуса прибора и содержащий один или большее количество захватных элементов на наружном участке рукава, которые выполнены с возможностью захвата стенки ствола скважины, приводной вал, проходящий через корпус прибора и содержащий центральную шестерню, по меньшей мере одну приводную шестерню, прикрепленную с возможностью поворота к рукаву и выполненную с возможностью нахождения в зацеплении с внутренним участком рукава и с центральной шестерней, насосный механизм, прикрепленный к приводному валу для приема энергии, передаваемой вращением приводного вала.

Изобретение относится к передаче предупреждений об опасности пересечения скважин на удаленное устройство. Способ включает этапы, на которых определяют обрабатывающим устройством, соединенным с инструментами в выбуриваемой скважине, существование опасности пересечения первой скважины со второй скважиной, принимают полевой вычислительной машиной сообщение, причем сообщение содержит предупреждение о том, что существует опасность пересечения первой скважины, которая является выбуриваемой скважиной, со второй скважиной, отправляют полевой вычислительной машиной сообщение по беспроводной связи посредством беспроводной сети сторонней компании на мобильное устройство и отображают уведомление, отражающее предупреждение, в удаленном графическом пользовательском интерфейсе мобильного устройства и в полевой вычислительной машине. При этом определение того, что существует опасность пересечения первой скважины со второй скважиной, включает в себя этапы, на которых принимают обработчиком предупреждений, исполняемым обрабатывающим устройством, уведомление о том, что данные геофизического исследования по первой скважине были изменены, запускают обработчиком предупреждений службу предупреждения пересечения для создания отчета о проверке для первой скважины, принимают обработчиком предупреждений отчет о проверке, определяют обработчиком предупреждений то, что отчет о проверке отличается от предшествующего отчета о проверке, принятого от службы предупреждения пересечения, и в результате этого осуществляют обработку отчета о проверке для предупреждения пересечения. 3 н. и 10 з.п. ф-лы, 10 ил.

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, и в частности к бурению нефтяных скважин. Способ включает спуск в скважину колонны бурильных труб с долотом, обвязку устья скважины, промывку ствола скважины и подачу на долото при бурении промывочной жидкости, проведение исследований по установлению режимов бурения, установление оптимального расхода промывочной жидкости по графику. Для построения графика по данным соседних скважин определяется средний коэффициент продуктивности, устанавливается зависимость устьевого давления от забойного на нескольких режимах по этим же скважинам. Оптимальный режим бурения выбирается по графикам этих зависимостей по точке пересечения расходной характеристики пласта с расходной характеристикой скважины, и бурение осуществляют, управляя устьевым давлением таким образом, чтобы дебит скважины составлял 30÷50 от наибольшего дебита соседних скважин. Повышается качество вскрытия пластов, предотвращается кольматация призабойной зоны, сохраняется ее первоначальная проницаемость. 2 ил.

Наверх