Способ вскрытия проявляющих залежей

Способ вскрытия проявляющих залежей

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Использование: для изоляции газоводяных притоков из малодебитных объектов при бурении скважин. Сущность изобретения: вскрывают бурением проявляющую залежь . При возникновении проявления из высоконапорного малодебитного объекта оценивают интенсивность падения плотности бурового раствора. При снижении ее не более чем на 30% вскрывают проявляющую залежь на полную мощность. Затем формируют газонепроницаемый жидкостный экран , периодически выдерживая скважину без циркуляции и возобновляя промывку. По замерам интенсивности снижения плотности бурового раствора контролируют формирование жидкостного экрана и прекращают его формирование при снижении плотности не более чем на 7-10% при возобновлении промывки, (Л С

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (я)л E 21 В 21/08

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ=

ПРИ ГКНТ СССР (21) 4867073/03 (22) 26.06.90 (46) 07.10,92. Бюл. ¹ 37 (71) Туркменский научно-исследовательский и проектный филиал Всесоюзного научно-исследовательского института природных газов (72) С.Н.Кендин и Б.Х.Гылычев (56) Авторское свидетельство СССР

¹1038470,,кл. Е 21 В 43/32, 1983.

Авторское свидетельство СССР № 1461880, кл. E 21 В 43/32, 1989. (54) СПОСОБ ВСКРЫТИЯ ПРОЯВЛЯЮЩИХ

ЗАЛЕЖЕЙ (57) Использование: для изоляции газоаодяных притоков из малодебитных объектов при бурении скважин. Сущность изобретеИзобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для изоляции газоводяных притоков из малодебитных высоконапорных объектов.

Известен способ изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах, предусматривающий создание в водонасыщенной части пласта водонепроницаемого экрана, который создается путем отбора воды до образования в околоствольной зоне нефтяного конуса (1).

Данный способ можно осуществить только тогда, когда есть четкая граница разделения пластов, насыщенных водой, нефтью или другими типами флюидов, При многофазовой системе создать таким образом непроницаемый экран затруднительно, так как вместо подтягивания однородного состава пластового флюида в зону депрес„„. Ж „„1767155 А1 ния; вскрывают бурением проявляющую залежь. При возникновении проявления из высоконапорного малодебитного объекта оценивают интенсивность падения плотности бурового раствора. При снижении ее не более чем на 30% вскрывают проявляющую залежь на полную мощность. Затем формируют газонепроницаемый жидкостный экран, периодически выдерживая скважину без циркуляции и возобновляя промывку.

По замерам интенсивности снижения плотности бурового раствора контролируют формирование жидкостного экрана и прекращают его формирование при снижении плотности не более чем на 7 — 10% при возобновлении промывки, сионной воронки устремляется мйогофазная система и, следовательно, экран не получается.

Наиболее близок к предлагаемому способ изоляции газового пласта, включающий закачку в призабойную зону порции воды и продавку ее на глубину изоляции пласта, причем цикл, включающий закачку порции воды и пуск скважины, периодически повторяют до прекращения притока газа из пласта (2).

Недостатком данного способа является то, что газонепроницаемйй зкрай создается путем принудительной закачки в приствольную зону воды. При изоляции высоконапорных объектов требуется создание значительных устьевых давлений для обеспечения тока- ствол Скважины-пласт. А так как пласт низкопроницаемый, для создания

1767155

20

40

50 газонепроницаемого экрана требуются давления, близкие к давлениям гидроразрыва.

Причем гидроразрыв пласта не исключен и, следовательно, не исключена вероятность интенсификации притока вместо его изоляции. Цель изобретения-- йоЪышение эффективности изоляции ri oÿBëÿþùåé залежи, представленной в верхней части высоконапорным малодебитным пластом.

Поставленная цель достигается тем, что согласно способу вскрытия проявляющих залежей, включающему вскрытие бурением проявляющей залежи и изоляцию флюидоп роявлений промывочной жидкостью, оценивают интенсивность снижения плотности промывочной жидкости при возникновении газопроявлений из высоконапорного малодебитного пласта и, в случае снижения плотности не более чем на 30%, вскрывают проявляющую залежь на полную мощность с использованием промывочной жидкости с плотностью, обеспечивающей устойчивость необсаженного ствола скважин. Затем периодически выдерживают скважину без циркуляции и возобновляют промывку с введением замеров интенсивности снижения плотности промывочной жидкости, формируя при этом газонепроницаемый жидкостный экран высоконапорного малодебитного пласта разгазированием в околоствольной зоне скважины, причем формирование жидкостного экрана контролируют по замерам интенсивности снижения плотности и прекращают формирование при снижении последней не более чем на 7 — 10% при возобновлении промывки.

Способ осуществляют следующим образом.

При возникновении проявления из вы-. соконапорного малодебитного объекта оценивают интенсивность падения плотности. бурового раствора. Если плотность раствора не снижается более чем íà 30% (при снижении более чем на 30%, данный способ экономически невыгоден из-за значительных затрат времени на формирование газонепроницаемого экрана), при возобновлении циркуляции (после отсутствия промывки в течение времени, необходимого для выполнения технологических операций, не требующих промывки) вскрывают проявляющий объект на полную мощность, не увеличивая первоначальной плотности раствора, При этом минимальные значения плотности раствора регламентируются условиями сохранения устойчивости необсаженного интервала.

После вскрытия проявляющего горизонта на полную мощность выдерживают скважину без циркуляции с последующим возобновлением промывки для продолжения замеров интенсивности снижения плотности раствора.

С целью интенсификации притока во время разрядки (образования газонепроницаемого экрана) в скважину можно закачивать и более легкий раствор с последующей его заменой раствором контрольной плотности (например, раствором плотности, удовлетворяющей бурению нижележащей части скважины). Разрядку скважины производят до тех пор, пока плотность раствора (контрольной плотности) не будет снижаться более чем на 7-10% при возобновлении промывки, после остановки циркуляции на время, необходимое для выполнения технологических операций, не требующих промывки.

Пример выполнения способа.

Интервал залегания проявляющего объекта в скважине ¹ 5 Кервен 3157-3203 м содержит два высоконапорных проявляющих пропластка 3164-3166, 3174 — 3176 м, интенсивность падения плотности раствора (начальная) после возобновления циркуляции 26%, При вскрытии проявляющего объекта

3164 произошло резкое разгазирование раствора с парением его плотности с 1420 до 1020 кг/м, На стабилизацию параметров раствора после оставления скважины без промывки требовалось 16 — 18 (или 8-9 полных циклов дегазации и утяжеления). С целью получения непроницаемого экрана (по газу) эа счет разгазирования газоводяного пласта в околоствольной части скважины произвели разрядку путем бурения проявляющего объекта до глубины 3203 на растворе плотностью (выходящего из скважины) 1 (20 — 1) 60 кг/м при закачке в скважину раствора плотностью 1420-1460 кг/м . В дальнейшем углубление скважины э прекратили и приступили к периодическим остановкам циркуляции на контрольное время 6, 12, 24, 36 ч. При возобновлении циркуляции замеряли интенсивность падения плотности раствора при ее возобновлении, а также контролировали время, требуемое на стабилизацию раствора заданной плотности по всему циклу. По результатам данных замеров оценивали интенсивность гаэопроявления. Так, при возобновлении циркуляции по истечении 36 ч контрольного времени плотность раствора падала с 1300 до 1160 кг/м, т,е. на 10 — 12%.

На выравнивание л доведение плотности

1767155 газопроявлений из высоконапорного малодебитного объекта, и, следовательно, повысить коммерческие скорости бурения.

Составитель Т. Тимонькина

Редактор.А. Пеленицын Техред М.Моргентал Корректор Л. Лукач

Заказ 3532 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101 раствора до 1300 кг/м по всему циклу требовалось 2-3 ч (или 1 — 1,5 цикла).

Работы. по разрядке продолжались 9 суток. По истечении этого времени. после остановления скважины без промывки на контрольное время, равное 42 ч при выходе забойной пачки на устье скважины, плотность раствора снижалась с 1260 до 1180 кг/м, т.е. на 2 — 4%. Чтобы определить полз ученный после разрядки коэффициент призабойной закупорки испытали скважину в процессе бурения с использованием испытателей на трубах (КИИ вЂ” 146),как до разрядки, так и после разрядки.

Результаты исследований следующие:

Пластовое давление на глубине 3157 м составило 51,8 МПа, или градиент пластового давления на подпакерной зоне равен 1,64

МПа/100 м.

Пласты насыщены газожидкостной смесью (газ, вода); коэффициент призабойной закупорки после разрядки и образования газонепроницаемого экрана в приствольной части пласта 8,8; начальный коэффициент призабойной закупорки 3,6.

Скважина 9 5 Кервен добурена до проектной глубины при использовании раствора плотностью 1260 — 1280 кг/мз.

Проявляющий объект при этом не был изолирован обсадной колонной от нижележащей части скважины.

Использование предлагаемого способа вскрытия проявляющих залежей позволяет упростить конструкцию скважины, а также снизить затраты времени и материалов на выполнение работ по дегазации во время

5 Формула изобретения

Способ вскрытия проявляющих залежей, включающий вскрытие бурением проявляющей залежи и изоляцию флюидопроявлений промывочной жидко10 стью, отличающийся тем,что,сцелью повышения эффективности изоляции проявляющей залежи, представленной в верхней части высоконапорным малодебитным пластом, оценивают интенсивность сниже15 ния плотности промывочной жидкости при возникновении газопроявлений из высоконапорного малодебитного пласта и в случае снижения плотности не более чем на 30 производят вскрытие проявляющей залежи

20 на полную мощность с использованием промывочной жидкости с плотностью, обеспечивающей устойчивость необсаженного ствола скважины, затем периодически осуществляют выдержку скважины без цирку25 ляции и возобновление промывки с введением замером интенсивности снижения плотности промывочной жидкости, формируя при этом газонепроницаемый жидкостной экран разгазированием высо30 конапорного малодебитного пласта в околоствольной зоне скважины, причем процесс формирования жидкостного экрана контролируют замерами интенсивности снижения плотности и прекращают его формирование

35 при снижении последней не более чем на

7 — 10 при возобновлении промывки,