Способ проводки скважин в высокопроницаемых трещиноватых газонасыщенных коллекторах
Изобретение относится к технологии бурения нефтяных и газовых скважин, вертикальных и наклонных в высокопроницаемых трещиноватых газонасыщенных коллекторах с градиентом пластового или порового давления преимущественно 0,002-0,009 МПа/м. Изобретение может быть использовано в первую очередь при проводке скважин в сложных горно-геологических условиях, характеризующихся полным поглощением бурового раствора, вызывающим газопроявление, которое не удается ликвидировать стандартным образом. Согласно способу разрушают породу с прямой промывкой буровым раствором по бурильной колонне. Удаляют выбуренную породу на дневную поверхность. По достижении в процессе бурения поглощающего трещиноватого газонасыщенного пласта, о чем судят по падению давления и отсутствию циркуляции, меняют промывочный агент на буровой раствор с малым содержанием твердой фазы и удаляют выбуренную породу в зону поглощения. Формируют гидравлический затвор в затрубном пространстве скважины в виде плавающего столба над поглощающим пластом. В качестве плавающего столба используют столб стабильной трехфазной пены, которую получают путем аэрации и смешивания непосредственно перед закачкой в затрубное пространство скважины пенообразующей жидкости и воздуха с плотностью пены и высотой столба, достаточных для приведения в равновесие системы скважина - пласт. По достижении верхней границей плавающего столба трехфазной пены устья скважины аэрацию подачей воздуха прекращают и начинают подачу поверх столба трехфазной пены порции пенообразующей жидкости для придавливания пены. Повышается эффективность строительства скважин за счет сокращения затрат времени и материалов на ликвидацию осложнений. 6 з.п. ф-лы.
Изобретение относится к технологии бурения нефтяных и газовых скважин, вертикальных и наклонных в высокопроницаемых трещиноватых газонасыщенных коллекторах с градиентом пластового или порового давления преимущественно 0,002-0,009 МПа/м.
Изобретение может быть использовано, в первую очередь, при проводке скважин в сложных горно-геологических условиях, характеризующихся полным поглощением бурового раствора, вызывающим газопроявление, которое не удается ликвидировать стандартным образом. Известны способы обработки и формирования скважин (патенты RU 2144608, 2145379, 2146757, МПК: Е 21 В 33/138; 2152972, МПК: С 09 К 7/06; 2155856, МПК: Е 21 В 21/06), заключающиеся в разрушении породы, закачке технологической жидкости в скважину, ее промывке и удалении выбуренной породы. Однако они не приемлемы для проводки скважины в сложных горно-геологических условиях в высокопроницаемых трещиноватых газонасыщенных коллекторах. Известны также способы бурения скважин (К.М.Тагиров, В.И.Нифантов, С.А. Акопов и др. Бурение скважин с промывкой пеной в интервалах катастрофических поглощений с АНПД. Сборник научных статей ВНИИГАЗ; К.М. Тагиров, А.Н. Гноевых, А. Н. Лобкин. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями, М., Недра, 1996), заключающиеся в использовании в процессе проводки скважин в высокопроницаемых породах в качестве промывочного агента трехфазной пены по прямой схеме циркуляции. Пена образуется в аэраторе путем смешивания ПОЖ и воздуха, подаваемого от компрессора, которую затем закачивают в скважину по бурильной колонне. Пену, выходящую из скважины по ее затрубному пространству, разрушают с использованием нестандартного технологического оборудования - блока разрушения пены для обеспечения работоспособности бурового насоса и избежания неконтролируемого ухода пены (потерь) в наземной циркуляционной системе. Подобным образом осуществляют повторение процесса. Однако, при бурении в высокопроницаемых пластах с градиентом давления, меньшим 0,05 МПа/м, в скважинах большого диаметра с интенсивным расходом промывочной жидкости, описанный способ практически трудноосуществим. Для обеспечения эффективной очистки скважины от выбуренной породы необходимо приготовление высокократной пены, требующей использования дополнительных компрессоров и нестандартного блока разрушения пены, что также приводит к значительному удорожанию процесса бурения. Известен также способ проводки вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин в гранулярных высокодепрессированных коллекторах. Он заключается в разбуривании пласта с использованием аэрированных промывочных жидкостей и регламентировании скорости проходки. В способе принципиальны степень аэрации и плотность аэрированной промывочной жидкости, соответственно: 0,03-0,07 и 1,03-1,12 г/см3. Такая аэрированная промывочная жидкость обеспечивает создание в процессе разбуривания в приствольной зоне блокирующего экрана из газожидкостной смеси с содержанием газовой фазы в количестве 0,5-0,6 объемных долей порового пространства (патент RU 2073091). Несмотря на то, что данный способ решает проблемы проводки в высокодепрессированных гранулированных коллекторах с низким градиентом пластового давления, он непригоден для высокопроницаемых газонасыщенных трещиноватых коллекторов, где невозможно создать блокирующий экран, поскольку высокая проникающая способность коллектора приводит к поглощению аэрированной жидкости. Известен также способ бурения поглощающих пластов с аномально высоким давлением с промывкой водой без циркуляции (Нефтяное хозяйство, 1971, 4, стр. 19-24), в котором изложена технология бурения отложений в зоне поглощений с промывкой скважины водой без циркуляции, создавая в затрубном пространстве своеобразный гидравлический затвор - столб бурового раствора, уравновешивающий гидростатическим давлением пластовое давление и давление, необходимое для закачки воды в пласт. В процессе работы в скважину периодически доливали раствор. Однако данный способ не эффективен при работе в поглощающих пластах с аномально низким пластовым давлением (с градиентом пластового давления ниже 0,09 МПа/м). Наиболее близким аналогом заявляемого изобретения является способ бурения скважин с плавающим столбом бурового раствора, суть которого заключается в следующем: скважина бурится в зоне поглощения с промывкой скважины без циркуляции, создавая в затрубном пространстве своеобразный гидравлический затвор - столб бурового раствора, уравновешивающий гидростатическим давлением пластовое давление и давление, необходимое для закачки воды в пласт. При этом через каждый час доливают для контроля за уровнем в затрубном пространстве 0,5 м3 бурового раствора плотностью 1220-1240 кг/м3. Для лучшей очистки перед подъемом бурильной колонны для смены долота закачивали в бурильную колонну буровой раствор. Устье скважины было оборудовано превентором "Камерон" (В. И.Крылов "Изоляция поглощающих пластов газовых скважины", М.: Недра 1980 г. , "Бурение поглощающих пластов с аномально высоким давлением с промывкой водой без циркуляции"). Однако и данный способ не эффективен при работе в поглощающих пластах с аномально низким пластовым давлением (с градиентом пластового давления ниже 0,09 МПа/м). Задачей изобретения является повышение эффективности строительства скважин за счет сокращения затрат времени и материалов на ликвидацию осложнений. Сущность изобретения заключается в том, что в способе проводки скважин в высокопроницаемых трещиноватых газонасыщенных коллекторах, при котором разрушают породу с прямой промывкой буровым раствором по бурильной колонне, удаляют выбуренную породу на дневную поверхность, затем по достижении в процессе бурения поглощающего трещиноватого газонасыщенного пласта, о чем судят по падению давления и отсутствию циркуляции, меняют промывочный агент на буровой раствор с малым содержанием твердой фазы и удаляют выбуренную породу в зону поглощения, затем формируют гидравлический затвор в затрубном пространстве скважины в виде плавающего столба над поглощающим пластом, в качестве плавающего столба используют столб стабильной трехфазной пены, которую получают путем аэрации и смешивания непосредственно перед закачкой в затрубное пространство скважины пенообразующей жидкости и воздуха, с плотностью пены и высотой столба, достаточных для приведения в равновесие системы "скважина - пласт", по достижении верхней границей плавающего столба трехфазной пены устья скважины аэрацию подачей воздуха прекращают и начинают подачу поверх столба трехфазной пены порции пенообразующей жидкости для придавливания пены. Кроме того заявляется усовершенствование основного заявляемого способа, при котором в случаях начавшегося газопроявления, наряду с закачкой пены в затрубное пространство скважины, дополнительно ведут закачку бурового раствора с малым содержанием твердой фазы в бурильную колонну, не прекращая процесса бурения, причем интенсивность закачки трехфазной пены в затрубное пространство обеспечивают с превышением интенсивности газопроявления. Кроме того заявляется оптимальный вариант режима использования заявляемого способа, при котором плотность пены и высоту столба пенообразующей жидкости в затрубном пространстве скважины определяют из соотношений:





h - высота столба пенообразующей жидкости в затрубном пространстве скважины, м;
k - коэффициент резерва, зависящий от глубины скважины, (k=1,08-1,15);

Твердая фаза - 20-25
Структурообразователь - 0,5-1
Пенообразователь - 0,5-1
Техническая вода - Остальное
Заявляемый способ осуществляют следующим образом. До начала бурения необходимо изучить горно-геологические условия проводки скважин и знать: Рпл - давление в пласте - коллекторе, Н - глубину залегания пласта коллектора,



и считают высоту столба порции ПОЖ, используемой в качестве придавочной жидкости:

что соответствует в объеме затрубного пространства 1,35 м3. Все остальные операции выполняли в соответствии с общим вариантом способа. Эффект удовлетворительный. Пример для осуществления способа в условиях газопроявления. Способ осуществляется в соответствии с технологией, описанной выше для общего случая. Для данной ситуации необходимо в затрубное пространство скважины закачивать трехфазную пену с требуемой интенсивностью закачки. Для конкретного случая газопроявления интенсивность газопроявления составила 14 тыс. м3 в сутки, что соответствовало 0,16 м3/с. Подобрана производительность бурового насоса и компрессора. Для бурового насоса У8-6М2А (втулки диаметром 180 мм) подача составляет 0,02 м3/с. Работа компрессора КС-16/100 на VI стадии обеспечивала подачу воздуха 0,15 м3/с. Суммарная подача 0,17, что больше 0,16 м3/с. Остальные операции - в точном соответствии заявляемому способу в общем виде. Пример, характеризующий выбор состава трехфазной пены для проводки скважины. ПОЖ готовят непосредственно на скважине в следующей последовательности. На скважину доставляют бентонитовый глинопорошок, структурообразователь (КМЦ). В гидромешалке готовят с помощью гидромониторов глинистую суспензию с повышенным содержанием твердой фазы, в которую добавляют КМЦ. Непосредственно перед приготовлением трехфазной пены в приготовленный глинистый раствор добавляют пенообразователь, например сульфонол, и перемешивают в течение

Бентонит - 200 (20%)
КМЦ - 5 (0,5%)
Сульфонол - 5 (0,5%)
Техническая вода - Остальное
Приготовленный раствор имеет следующие технологические показатели:
Плотность - 1020-1080 кг/м3
Условная вязкость - 50-70 с
Показатель фильтрации - 4-6 см3/за 30 мин
Водородный показатель - рН 8-9
Толщина корки - Не более 0,5
Порядок закачки пены следующий:
Запускается в работу буровой насос, через 0,5 минуты компрессор. Давление в аэраторе составляет 1,0-1,2 МПа; давление после аэратора, на блоке задвижек - 0,4-0,5 МПа. Получаемая пена закачивается в затрубье в объеме 12-15 м3. По мере закачки пены в скважину давление на устье постепенно снижается с 0,4-0,5 МПа до 0,15-0,2 МПа и служит критерием степени заполнения требуемого объема кольцевого пространства трехфазной пеной. По окончании процесса закачки пены компрессор останавливается, при этом давление на устье снижается до 0,1-0,15 МПа. Без участия компрессора в скважину вслед за пеной закачивается 2-2,5 м3 ПОЖ. Давление на устье снижается до 0 МПа и в системе "скважина - пласт" устанавливается равновесие. По окончании закачки пены продолжается бурение скважины с наблюдением за давлением в затрубье. По достижении давлением величины 0,05 МПа, процесс закачки трехфазной пены повторяется. Использование повышенного количества твердой фазы для приготовления ПОЖ стабильно, положительно сказывается на получаемой трехфазной пене, в том числе и на антимиграционных газовых процессах. Такая пена более длительное время препятствует проникновению через нее пластового газа. Как показала промысловая апробация, содержание твердой фазы (бентонитовой глины) менее 20% обеспечивает стабильность системы с меньшей продолжительностью. Содержание твердой фазы более 25% приводит глинистую суспензию в нетекучее состояние. Таким образом приготавливают глинистый раствор с максимально возможной условной вязкостью. Технико-экономическое преимущество предложенного способа. Заявляемый способ не требует проведения дорогостоящих работ по изоляции зоны поглощения. Отсутствие необходимости транспортировать шлам на дневную поверхность снижает энергозатраты и затраты на утилизацию шлама, что экологически обосновано. Буровой раствор с малым содержанием твердой фазы (преимущественно тех. вода), который используется в качестве промывочного агента, является одним из самых дешевых типов растворов. И главное - способ технологичен для сложных горно-геологических условий высокопроницаемых трещиноватых газонасыщенных коллекторов.
Формула изобретения


где


Рпл. - пластовое давление, Па;
Н - глубина залегания поглощающего пласта, м;
r - радиус бурильной колонны, м;
r1 - радиус скважины, м;
g - ускорение свободного падения, м/с2;


h - высота столба пенообразующей жидкости в затрубном пространстве скважины, м;
k - коэффициент резерва, зависящий от глубины скважины, k= 1,08-1,15;

Твердая фаза - 20 - 25
Структурообразователь - 0,5 - 1
Пенообразователь - 0,5 - 1
Техническая вода - Остальное