Способ борьбы с рапопроявлением при бурении скважин

 

М.-A. Хашимов, С. A. Алеяп1, Ш. А. Ахмедов, И. В. Кушниров, В. Н.Пашковский и И.Ш.Стрелко

i (72) Авторы изобретения (7l) Заявнтель (54) СПОСОБ БОРЬБЫ С РАПОПРОЯВЛЕНИЕМ

ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН

Все это обусловленно тем, что в природных условиях в топше солей рана залегает в трещинном пространстве пород и на нее передается горное давление 2)

В момент вскрытия скважиной трещиноватого, насьпценного рапой объема соленосной толп6, фильтрация раны к стволу скважины происходит по большому числу связанных между собой трещин. Затем близкие к стволу скважины трещины освобождаются от раны и постепенно смыкаются. Число каналов фильтрации рапы в скважину и их живое сечете постоянно уменьшается и эа счет этого уменьшается расход рапы.

Известно, что главным условием, при котором возможна борьба с рапопроявлением, является малы расход рапы, поэЮлякзций проводить работы в стволе скважины (слабые и незначительные ее притоки). Поэтому при бурных и сильных рапопроявлениях обязательно проводят комплекс мероприятий по разрядке линзы репы путем выдержки скважины на само1

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частнос-, ти к способам борьбы с рапопроявлениями, и может найти применение в нефтегазодобывакецей промышленности и при проведении гесцтогоразведочных работ на

5 нефть и.газ.

Известно, что одной иэ главнейших причин аварий и осложнений в глубоких скважинах, бурящихся для поисков или разработки залежей нефги и газа в глубокопогруженных подсолевых отложениях, явпяются рапопроявления нэ перекрывающих нефтегазонасьпценных пластов мощных соленосных толщ 1 1.

Известно, что наиболее интенсивный приток раны в скважину наблюдается в первый период возникновения,рапопроявления. Обычно через несколько часов интенсивность притока раны (расход рапы) 20 резко снижается, а через несколько суток или недель интенсивность ее притока практически стабилизируется. Дальше снижение расхода раны идет очень медленно.

Среднеазиатский научно=исследовательский институт-природного газа

3 977707 4 х проработок ство- Кроме того, способом не ограничиваразбуривания соля- ются объемы закачиваемого тампонажйого раствора по условиям состояния и свойств к предлагаемому рапонасышенной эоны, что может привесы с рапопроявле- ти к гийрораэриву порой., включающий ° По известному способу после закачки проявляющего плес- тампона5кного раствора в рапонасыщенную линзы, закачивание зону осуществляют герметизацию устья зу тампонажного скважины до окончания периода ОЗЦ. Это щ приводит z тому, что в момент схватываособа заключается ния цемента трещины, запопненные тампонажным раствором, остаются в раскрырапопроявленяя., том состоянии, а после разгерметизации . производят разряд- устья скважины за счет смыкания трещин кономии времени 13 под действием горного давления цементором раны. После ный камень в них разрушается, в нем обв рапопроявляюшую разуются новые трещины и рапопроявление нно закачивается возобновляется. Поэтому при реализации атвоРенный на пасы- способа удается лишь уменьшить интеноре NgC0 р с добав- 20 сивность рапопроявления, а не лнквидирове 3% от массы це- вать его.

Uem изобретения - повышение качестточно большой IIop- ва изоляции рапонасышенной линзы путем ора (до 40 т для улучшения сцепления тампонажного матестром 295 4: 23 риала с породой линзы и предотвращения осуществлЯетсЯ IIPH нарушения цементного камня при одностье скважины Э ). временном снижении затрат. способ не учитывает, Указанная цель достигается тем, что ещинное пространст- согласно способу борьбы с раполроявлениоэтому не регламен- 30 ем при бурении скважины, включающему раны до постоянст стравливание раны из рапонасьпценной одимо для формиро линзы, закачивание и продавливание. в сыщенных солей ус- линзу тампонажного раствора, стравливаой системы, которая ние раны производят до стабилизации ее объектом изоляцион- расхода с одновременным измерением

3S объема извлеченной рапы и в момент старивает.усиление раз бБлиэации расхода раны определяют приеором раны. Искусс1 мистость рапонасыщенной линзы, после рапы приводит к чего осуществляют закачивание буферной трещин в пристволь-. жидкости а эакачивание и продавливание

0 что, с одной сторойы тампонажного раствора в рапонасыщенную ной ликвидации рапо- линзу осуществляют в-суммарном объеме ение искусственной с буферной жидкостью, равном или меньновому импульсу, ра шем объема извлеченной раны при давлет энергии раны в Уда- нии, обеспечивакзцем расширение трещин .4$ ажины участках лин- рапонасыщенной линзы до момента резкороны, к созданию до- го возрастания избыточного давления на ений при aaK««устье скважины, после чего производят зону тамп»ажного резкий сброс давления до величины, обесизливе и неоднократнь ла скважины с целью ных пробок.

Наиболее близким является способ борьб нием при бурении скважин стравливание раны из та - рапонасьпценной и продаишвание в лщ раствора.

Сущность этого сп

I в следующем.

При возникновении в бурящейся скважине ку линзы раны. Для э разрядку Усиливают отб разрядки линзы рапы зону пласта направле цементный раствор, з щенном водном раств кой.СССР в количест мента.

Закачивание доста ции цементного раств ствола скважины диам и продавливание его герм етизированном у

Однако известный что рапа насыщает тр во в толще солей и и тирует разрядку линзы ва дебита, что необх вания в толще рапона тойчивой фильтрационн должна быть главным ных работ.

Способ тредусмат рядки линз рапы отб венная разрядка линз временному смыканию ной зоне скважины, не обеспечивает пол проявления (прекраш разрядки приведет к попроявления за сче ленных от ствола скв зы}, а с другой сто полнительных сопротивл в рапопроявляющую материала. Последнее ведет к дополнитейь50 ным затратам. печивакзцей .максимальное смыкание трещин в.приствольной зоне скважины.

Известный способ не предусматривает Кроме того, в качестве тампонажного использование буферных жидкостей для раствора используют раствор с дифференраэделения тампонажного раоТаора и раны, цированными сроками схватывания, а за» что приводит к их смешению и препятст- Я качивание тампонажного раствора осущесч вует схватыванию т ампонажного paeraopa вляют в последовательности от порции в рапонасьпценной зоне в установленные раствора с меньшими сроками схватыва-! ния в начале закачивания до порции растсроки.

5 9777 вора с больцшми сроками схватывания в конце эакачивания.

А также в качестве буферной жйдкости . используют гидрогельмагниевый раствор.

TIps этом в качестве цродавочной жидкости используют аэрированный буровой раствор.

Затем величину давления закачиванчтя и продавливания буферной жидкости и тампонажного раствора выбирают в пре- 10 делах от гидростатического давления столба рапы до величины горного давления на забое скважины.

Кроме того, сброс давления осущесч вляют до величины давления в призабой- 15 ной зоне, равной или меньшей величины гидростатического давления столба пресной воды.

Способ осуществляется следующим образом. 20

В rrpouecce производства работ по ликвидации рапопроявпений при бурении глубоких скважин в соленосных толщах установлено, что стравливание рапы при разрядке линзы перед началом изоляционных 2S работ в скважине необходимо производить до момента стабипизации ее расхода с одновременным измерением объема извлеченной рапы.

Стабилизация расхода раны свидетель- щ ствует о формировании устойчивой системы фильтрую ш х трещин во всей зоне влияния скважины, наступлении стационарного режима фильтрации рапы в этой системе трещин s достижении рвпонасыщенной лин3S эой такого состояния, при котором возможен управляемый процесс изоляционных работ.

После стабилизации расхода рвпы определяют приемистость рапонасышенной 40 линзы дпя определения давления и необходимого расхода жидкости (буферной и тампонажной) при проведении изоляционных работ.

Работы по тампонированию рапонасы щенной линзы начинаются с закачивания в скважину буферной жидкости, необхо.димой для оттеснения раны в трещинах и, предотвращения тем самым прямого контакта тампонвжного раствора с рапой.

Я

При их смешении за счет солевой агрессии нарушаются технологические свойства TBMпонвжного раствора, что не обеспечивает превращение тампонвжного раствора в цементный камень в заданные сроки и необходимую прочность.

SS

Исследованиями установлено, что в качестве буферной жидкости наиболее рационально испсатьзовать гидрогельмвгниевый

07 6 буровой раствор. Раствор с такой рецептурой имеет величину окислитепьно-воостановительного потешшвла, близкую к окислительн о-восстановительному потенциалу раны в момент выхода ее из рапонасыщенной линзы, что препятствует протеканию ионнообменных процессов между раной и буферной жидкостью. В то же время гидрогельмагниевый буровой раствор, как показывает большой опыт цементирования скважин, не снижает подвижность тампонвжных растворов.

Закачивание тампонажного раствора в рапопроявляощую линзу осуществляют в объеме, который в сумме с объемом буферной жидкости не превышает объем извлеченной ралы. Это необходимо для предотвращения гидроразрыва пород, каторый происходит в àe превышения объема жидкости, закачанной в пласт, над объемом извлеченной pamû. Поскопь ку матрица солей непроницаема, то при указанном соотношеяпт объемов закачан-. ной и извлеченной жидкостей весь процесс направлен нв расширение трещин и восстановление их первоначального объема.

В качестве тампонажного используют раствор с дифференщ рованкыми сроками схватывипи. Причем регулирование этих сроков осуществляют в последовательности от порции раствора с мец сроками схватывания в начале закачки до порции раствора с бопьшими сроками схватывания в конце закачки. Это дает возможность обеспечить к концу закачки. схватывание первой порции твмпонажного раствора в удапенной от ствола скважины зоне трешинного пространства и сохранить подвижность тампонвжного раствора в приствольной зоне, что позволяет одновременно изолировать основной объем трещинного пространства от приствольной зоны и реализовать эффект смыкания трещин в момент резкого сброса давления в стволе скважины.

Звкачивание и продавливание тампонажного раствора осуществляют под давлением, обеспечивающим расширение трещин, рапонасыщенной линзы, до момента резкого возрастания избыточного давления на устье скважины.

Процесс тампонироввния проводят при плавном. наращивании давления нв забое скважин в диапазоне от гндростатического столба рапы до величины горного дав« пения, обеспечивающем максимальный технически возможный расход, выбранный по показателям приемистости. Возрастание

7 017 7 избыточного давления на устье свидетельствует о начале схватывания первых порций тампонажного раствора в удаленной от ствапа скважины зоне. Дапьнещпее закачивание тампонажного раствора мо»жет npsseera к гидраразрыиу пород.

Поспе окончания процесса продавпивания цроиэведят резкий сброс давления до величины, обеспечивакмцей максимапьное смыкание трещин в приствольной зоне lO скважины. Одним иэ возможных вариантов

I ! технопогии, обеспечивающим резкий сброс давпения,. является испопьзование в качестве продавочной жидкости обпегченного аэрцрованного бурового раствора. При 15 нарастании давления s процессе продавпивания буферной жидкости и тампонажного раствора аэрированный облегченный буровой раствор сжимается н накапливает за- пас уйругой энергии. Для резкого сраба- рр тывания даытения на забое скважины производят разгерметизацию устья скважины.

При этом под действием другой энергии происходит выброс части продавочной жидкости из скважиныу что IlpBBQAHT x сниже»35 нию забойного давления до величины, равной ипи меньшей гидростатического давления столба пресной воды. Резкое снижение давпения в забое скважины обеспечивает интенсивное смыкание трешин в ограниченной прискважинной части

l тампоняруемого обьема, где тампонаж- f ный раствор не теряет своей подвижности.

При этом происходит удаление из присква- жинной зоны части несхватившет ося там55 понажного paersopa, сбпижение блоков

; горной породы и их сцепление с твердым тампонажным раствором.

B предлагаемой технологии процес снижения давления осуществляется в зна чительно бопее короткие сроки, чем время закачивании и продавпивания буферной жидкости и тампонажного раствора. Поатслгу обпасть впияния этой операции распространяется только на приствольную эо» ну, где и происходит смыкание трещин.

На фиг. 1 изображена схема скважины,, на фиг. 2 — схема обвязки устья и цементировочной техники при пиквидацни рапо» ., щояапения.

При бурении скважины на месторождеИяи оеварды вскрыта рапонасьпценная

assama мощностью 5 м (фяг. 1). Интервап запегання линзы 250-2505 м. Фактическая конструкция скважины: кондуктор

55, 1 ф 299 х 500 мм, промежуточная колонна Ф 219 х 2400 м. Промежуточsac ксаонна 2 составлена из труб грут 07 8 пы прочности P-110 с толщиной стенки

11,43 мм, опрессованных на поверкнос и и после спуска в скважину водой давлейием 500 кгс/см : При бурении использовались бурильные трубы 3 ф 114 мм с высаженными наружу концами и повернутыми замками Зу-155.

Устье скважины обвязано по стандартной схеме: колонная головка 299 х 219 (4), крестовина 5 превенторной установки, два ппашечных превентора 6, надпревентарная катушка 7, связанная с желобом 8. После вскрв1тия рапонасьпценной линзы колонну бурильных труб 3 подняли нз скважины на поверхность.

Рапа изпивапась из скважины по желобу 8 в приемную емкость 9 бурового насоса, где осушествпяпось измерение расхода с помощью дистанционного указателя уровня УП-11М (на фиг. 1 не показано).

При этом боковой пюк 10 открыт, а поперечный 11 закрыт.

В процессе стравливания рапы первоначапьный расход ее составлял 50 м /ч.

Стравпивание раны продолжали до стабилизации расхода 15 м / ч. Плотность раны на поверхности,, эамеренная ареометром, составляла 1,28 г/см . К моменту стаЪ бяпиэации расхода общий объем напившейся раны составил 150 м . Сразу же после стабилизации расхода определюж приемистость ппаста. C атой целью в скважину до тиубины 500 м спустили бурильные трубы 3, которые подвесюж на элеваторе

12, установпенном на роторе 13. На верхний замок колонны бурильных труб 3 навернули арматуру высокого давления, состоящую из ersonosol задвижки 14, крестовины 15 с боковыми задвижками 16, буфера 17 и манометра 18. Для предотвращения выталкивания колонны бурильных труб 3 из скважины при возникновении вытапкивакзцей сипы, превьпцаюа ей вес труб и арматуры, последние закретпяж к вышечному основанию буровой установки стальными канатами 19. К задвижкам

16 присоединили линии от блока 20 Манифопьда БМ-700 (фиг. 2), соединенного с насосными агрегатами 4АН-700. Устье

21 скважины эагерметизировапи плашечными прееенторами 6 (фиг. 1) и задвижками крестовины 5. Избыточное давление на устье, контропнруемое манометром 18, после герметизации устья в течение одного часа достигло 280 кгс/см и стабипиasposanocb. Вкпючнпи насосный агрегат

4АН-700 и начапи закачивание раны в скважину. При достижении избыточного давления на устье вепичепы 320 кгс/см

7 10 другую такую же емкость. Приемную емкость ol!H насоса очистили для подачи воды затворения, а приемную емкость второго насоса использовали для подачи буферной жидкости гидрогельмагниевого раствора и продввочной жидкости — бентонитового глинистого раствора.

В емкости трех цементировочных агрегатов llA-32ON, связанных с левым насосным агрегатом 4АН-700, подали воду эатворения в копичестве 18 м, а в емкости трех других цементировочных агрегатов UA-320М подали буферную жидкость (гидрогельмагниевый раст вор) в объеме 18 м .

Приступили к эакачиввнию буферной жидкости с помошью правого насосного агрегата 4АН-700 и связанных с ним цементировочных агрегатов UA-320М при расходе 13 л/с и избыточном давлении на устье 320 кгс/см ; Всего откачаЗатем при той же самой производительности начали эатворение и закачиввние твм» понажного раствора левым насосным агрегатом 4АИ-700 и связанными с ним цементироввкными агрегатами УА-3 20М.

Нагнетательные линни правого насосного агрегата и связвтптых с ним цементировочных агрегатов промыли водой, подали воду затворенкя и емкости цементировочных агрегатов UA-320М и подготовили правый насосный агрегат ЧАН-700 для закачивання тампонажного раствора, затворяемого агрегатами 11А-320М.

По мере эакачивания тампонажного раствора плотностью 1, 84 г/см избыточное даитеттие на устье начало снижатьо ся и поэтому суммарный расход тампонажного раствора после закачиввння 10 м последнего довели до 15 л/с и поддерживали постоянным до окончания всей оператпш.

Всего затворили и закачали в скввж:тну тампонажного раствора где Я - обЬттм тампонажного раствора, м ; (- вес сухого тампонажного цемента (120 т);

Я, - «оличество тампонажпого материала, требукицееся для приготовления 1 м раствора, т;

9 97770 рапонасъппенная линза начала принимать рвпу ури расходе 13 л/с, а при избыточном давлении 430 кгсlсм расход увеличился до 15 л/с. Величина приемистости при избыточном давлении 430 кгсlcM2 в процессе проквчивания раны в течение одного часа не изменютась.

Устье скважины разгерметизироввли, продолжили стравливание раны с измерением расхода и обшего объема изпившей- тo ся раны. Произвели подготовительные работы для тампонирования рвпонасьппенной линзы. С этой целью произвели обвязку устья скважины и цементировочной техники по схеме, показанной на фиг. 2. К тз задвижкам 16 крестовины 15, установленной на устье, присоединили нагнетвтетьные линии 22 от бттока БМ-700 Ма- . нифопьда 20, связанного с насосными агрегатами ЧАН-700 21 и станцией рр

CKU-2М 23. Цементосмесительные машины 2СМН-20 (24) затаринтт матерна- ли 30 м гидрогельмвгниевого раствора. лом для приготовления твмпонвжного раствора и обвязали с пементировочными агрегатами 11А-320М 25. Нвгнетательные 2$ линии агрегатов UA-320М связали через блоки 26 задвижек и тройники 27 с всасываюпптми линиями насосных агрегатов

УАИ-700 и нвгнетательными линиями компрессоров 28 УКП-80. Подачу буферной щ жидкости, жидкости затворения и продавочной жидкости в агрегаты UA-320М осуществляли буровыми насосами через блок 20 Манифольда БМ-700 по гибким шлангам. В процессе обвязки цементир вочной техники приготовили гидрогельмагняевый раствор плотностью 1,30 гlсм в количестве 30 м и глинистый раствор на основе бентонитового глинопоротпка плотностью 1,20 г/см в объеме 80 м, которые откачали в емкости для хранения запасного раствора.,Обработали воду для затворения твмпонажного раствора по . рецептуре, разработанной в лаборатории.

Рецептура была подобрана из расчета нв- чала схватывания первой порции тампонажного раствора (48,5 M ) через 2 ч ч

50 мин после начала затворения и второй ТР ф у р порции (48, 5 м ) -через Зч 10мнн.Пер- ь- = .вую порцию воды в объеме 30 ьЛ для

Рт- Рв приготовления начальной порции тампонажного раствора плотностью 1,84 г/см с ускоренными сроками схватывания откачали в отдельную специально очтпценную емкость для хранения химических реагентов, а вторую порцию воды в объеме

40 м для приготовления конечной порции тампонажного раствора с замедленными сроками схватывания откачали в

11 97770

- плотность тампонажного т пемента (3 1 „/m );

Рр

- плотность тампонажного раствора по данным лаборатории (1,84 г/см ); $

8 (1г/ )

> = — = 97м

110 т - .+

Из 97 м тампонажного paersopa

Ъ ,10 м закачали при расходе 13 л/с и

87 м ««15 л/с, т.е. общее время закачивания тампонажного раствора составило

° 1 ч 48 мин. И

К моменту окончания закачивания тампонажного раствора избыточное давление на устье составило 180 кгс/АР.

Приступили к закачиванию продавочной жидкости — бентонитового тинистого 26 раствора, который подавался в скважнну по той же схеме, что и тампонажный расгвор при суммарном расходе 15 л/с с одновременной. аэрапией воздухом с помощью компрессоров 28 УКП-80, подававших 2$ воздух при расходе 7 мэ/м раствора нли

7 м /мин. Степень аэрации принята из расчета получения плотности аэрированного раствора,Я„1,0 г/см . 3.

В процессе закачивания продавочного Зр раствора избыточное давление на устье скважины постепенно увеличивщйсь и по истечении 66 мин с начала продавливания в момент, когда было закачано 60 м продавочного pacrB0pa) Оно достигло .

365 кго/см, а затем резко возросло до

450 кгс/см, что свидетельствовало о начале схватывания первых порций тампо- нажного раствора в удаленной от ствола скважины зоне. ао

В этот момент процесс продавливания ттрекратили открьцш задвижки на крестови не превенторов. 5 и произвели стравливаage избыточного давления на устье до нуля, при этом часть раствора за счет энергии сжатой аэрированной жидкости вытеснена из скважины и забойное давление на глубине рапонасыщенной линзы стало ниже условного гидростатического, что способствовало интенсивному смыка-, нию трещин в ограниченной прискважинной части тампонируемого объема. Дкважину выставили íà 03U в течение 24 ч, после чего резбурили до забоя пементйый стакан, остаищийся в стволе скважины. Поступпе- $ ние раны в ствол скважины прекратилось,, что обеспечтято возможность дальнейшего утжутмтениияя.

7 12

Данный способ достаточно прост g реализуется с помощью стандартного оборудования.

Предлагаемый способ обеспечивает возможность завершения бурения скважин, попавших в рапопроявлятощую зону без дальнейших осложнений (в настоящее время 90% скважин в таких случаях ликвидируется), снижает расход тампонажного материала на 35-40%, устраняет необходимость в использовании сверхутяжеленных растворов для задавливания рапы, имеющих высокую стоимость, и перекрытия обсадными колоннами рапопроянляюших зон.

Формула изобретения

1. Способ борьбы с рапопроявлением при бурении скважин, включающий стравливание раны из рапонасышенной линзы, закачиванне и прюдавливанне в линзу тампонажного раствора, о т л и ч а ю щ и й— с я тем, что, с целью повышения качества изоляции рапонасышенной линзы путем улучшения сцепления тампонажного мате- риала с породой линзы и предотвращения нарушения цементного камня при одновременном снижении затрат, стравливание раны производят до стабилизации ее расхода с одновременным измерением объема извлеченной раны и в момент стабилизапни расхода раны определяют приемистооть рапонасышенной линжт, после чего осуществляют закачиванне буферной Kagкости, а закачивание и продавливание тампонажного раствора в рапонасьпценную линзу осуществляют в суммарном объеме с буферной жидкостью, равном или мень-. шем объема извлеченной рапы при давлении, обеспечивающем расширение трещин рапонасыщенной линзы до момента резкого возрастания избыточного давления на, устье скважины, после чего производят резкий сброс давления до величины, дбеспечиватсецей максимальное смыкание тр RRH в приствольной зоне скважины.

2. Способ по п. 1, о т л и ч а ющ И и с я тем, что в качестве тампонажного раствора используют раствор с диф- ференцированными сроками схватывания, а закачивание тампонажного раствора осуществляют в последовательности от порций раствора с меньшими сроками схва» тывания в начале закачивания до порции ,раствора с большими сроками схватывания в конце закачивання.

13 977707 14

3. Способ по и. 1, о т л и ч а ю - . чины гидростатического давления столба шийся тем, что в качестве буферной пресной воды. жидкости используют гидрогеаьмагниевый . Источники информапюц . раствсд. принятые во внимание при экспертизе

4. Способ по и. 1, о т л и ч а ю- 1. Бетчер А. 3. и Левин Н. П. Нлияшийся. тем, что в качестве продаво пой ние залежей раша в ссцтяных ожажещпск жидкости используют аэрированный буро- на проводку жубокик скваиан. «РНТС, вой pacmop. сер. Бурение э М., ВНИИОЭНТе 1973г

5.Способпоп. 1, отличаю- вып.2. шийся тем, что величину давления 10 2. Авторское свидетельство СССР закачивания и продавливания буферной по заявке Ж 2935196/03 жидкости и тюшонажного раствора верби- кл 621 В 47/06, 1980. рают в пределах от гидростатического. 3. Ситков Б. П. и др. Технсщогия давления столба раны до величины горно- бурения и креплейяя скважин в условиях го давления на забое скважины. <> рапопроявлений на Оренбургском газоконденсатном месторсокдении. - Газовая и

6. Способ по и. 1, о т л и ч à ю - HpoMbIEQIBHHocTb» Экспресс-информапия, шийся тем, что сброс давления осу- сер. Теология, буренке и разработка гаществляют до величины давления в lipK- зовых месторождений, М., ВНИИЗгазпром, забойной зоне, равной щти меныпей вели-, 1980, вып. 21 (прототип).