Способ обработки ствола скважины

Способ обработки ствола скважины

Реферат

 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к обработке ствола гидромониторными струями при бурении и заканчивании скважин различного назначения. Обеспечивает повышение эффективности и качества гидромониторной обработки проницаемых и неустойчивых горных пород. Сущность изобретения: обрабатывают ствол скважины гидромониторными струями промывочной жидкости в процессе бурения. Согласно изобретению обработку гидромониторными струями проводят в два различных по параметрам воздействия на призабойную и приствольную зоны и следующих друг за другом этапа. Для этого изменяют направление и силу динамического удара гидромониторной струи. На первом этапе сила динамического удара струи в стенку ствола у забоя скважины составляет не менее 0,15 тс. На втором этапе сила динамического удара составляет не менее 0,30 тс.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способам обработки ствола гидромониторными струями при бурении и заканчивании скважин различного назначения.

Известен способ снижения проницаемости пластов (А.с. СССР 819306, кл. Е 21 В 33/138, 1981), предполагающий обработку проницаемых стенок скважины в процессе бурения гидромониторными струями глинистого раствора со скоростью течения жидкости 60-120 м/с.

Данный способ не позволяет достичь высокой эффективности обработки проницаемых и неустойчивых стенок из-за того, что гидромониторное воздействие на стенку скважины происходит не в момент вскрытия пласта в процессе углубления ствола, а через интервал времени, в течение которого устройство с гидромониторной насадкой (наддолотный переводник), находящееся на расстоянии 350-400 мм от забоя, при бурении пройдет это расстояние.

Наиболее близким по технической сущности и получаемому эффекту является способ гидромеханической обработки проницаемых пластов (Курочкин Б.М., Прусова Н. Л. Гидромеханическое закупоривание проницаемых пород. М.: ВНИИОЭНГ, 1987. С. 24-29), предполагающий в процессе роторного или турбинного бурения смыв со стенок скважины образующейся фильтрационной корки с последующей обработкой перпендикулярно направленными на стенки скважины гидромониторными струями промывочной жидкости для снижения проницаемости приствольной зоны горных пород с коллекторскими свойствами.

Данный способ не позволяет достичь высокой эффективности закупорки проницаемых пород в приствольной зоне из-за того, что гидромониторная обработка стенок скважины начинается на расстоянии 400-600 мм от забоя (смыв фильтрационной корки и закупорка проницаемых стенок скважины). За время образования стенок ствола скважины до их обработки (от 0,5 ч до 1,0 ч и более) физико-химические и гидромеханические процессы взаимодействия приствольной зоны проницаемых и неустойчивых пород с промывочной жидкостью приводят к изменениям их свойств и напряженного состояния.

Для повышения эффективности обработки стенок скважины гидромониторными струями промывочной жидкости в процессе бурения эту работу проводят в два последовательных различных по параметрам воздействия на призабойную и приствольную зоны и следующих друг за другом этапа путем изменения направления и силы динамического удара гидромониторной струи, при этом: - на первом этапе сила динамического удара струи в стенку ствола у забоя скважины составляет не менее 0,15 тс; - на втором - сила динамического удара составляет не менее 0,30 тс.

Заявляемое техническое решение отличается от прототипа наличием новых приемов - переносом гидродинамического воздействия струи жидкости на приствольную зону у забоя скважины за счет установки насадки в долоте, предупреждающего образование фильтрационной корки на стенках ствола закупоркой проницаемой поверхности и увеличением в два и более раза силы динамического удара струи верхней насадки, при котором глубина кольматационного экрана в приствольной зоне повышается до 30-35 мм.

Способ осуществляется следующим способом.

В скважину спускают компоновку низа инструмента, включающую: гидромониторное долото, одна насадка которого (расчетного диаметра) установлена под углом 35-45^o к оси скважины; наддолотный переводник с гидромониторной насадкой расчетного диаметра, ось которой установлена перпендикулярно к оси скважины, утяжеленные бурильные трубы и колонну бурильных труб.

Инструмент спускают на забой скважины, включают буровой насос, восстанавливают циркуляцию промывочной жидкости, включают ротор на первой или второй скорости и начинают бурение с одновременной обработкой образующихся при углублении забоя стенок скважины. Гидромониторная струя из насадки в долоте закупоривает проницаемые стенки ствола непосредственно у забоя скважины, предупреждая взаимодействие их с промывочной жидкостью на период до создания прискважинного закупоривающего экрана гидромониторной обработкой ствола через насадку в наддолотном переводнике.

Таким образом, создание гидроизолирующего закольматированного экрана происходит в два последовательных взаимосвязанных этапа.

На первом, предварительном, этапе за счет наклона гидромониторной струи в долоте под углом к оси скважины 35-45^o и пониженной по сравнению с насадкой в наддолотном переводнике силой динамического удара в стенку скважины в два и более раз создается приствольный закольматированный экран глубиной до 10-12 мм и уплотненная глинистая корка толщиной до 2-3 мм. Эта система нарушает гидравлическую связь и гидродинамическое взаимодействие вскрываемых бурением горных пород и скважины.

При повторной гидромониторной обработке приствольной зоны через насадку в наддолотном переводнике увеличение силы динамического удара струи промывочной жидкости в стенки скважины в два и более раз по сравнению с предварительным этапом повышает толщину закупоривающего приствольного экрана с 10-12 мм до 30-35 мм, повышая его гидроизолирущие показатели (градиент давления нарушения герметичности закупоренного экрана при действии репрессий и депрессий) в 2 - 3 раза.

Пример конкретного осуществления способа по скв. 247 Чеканского месторождения Общие данные по скважине: забой - 1650 м; диаметр скважины - 0,216 м; интервал вскрытия проницаемых пород - 1660-1780 м; промывочная жидкость - глинистый раствор; плотностью - 1210 кг/м³; способ бурения - роторный; подача бурового насоса - 0,025 ³/с; частота вращения инструмента - 1,0 с^-1.

Компоновка низа инструмента: - гидромониторное долото с двумя серийными насадками диаметром 0,012 и одной специальной насадкой с углом наклона сопла к оси скважины 35^o, диаметром 0,012 м; - наддолотный переводник с одной насадкой диаметром 0,01 м, установленной перпендикулярно к оси скважины; - утяжеленные бурильные трубы диаметром 178 мм - 120 м и колонна бурильных труб диаметром 127 мм.

В процессе бурения интервала 1660 - 1780 м роторным способом с подачей насоса 0,025 м³/с процесс вскрытия продуктивной толщи осуществлялся при следующих параметрах процесса гидромониторной обработки: скорость истечения жидкости из насадок - 55 м/с; динамическое давление струи - 1,8 МПа; сила динамического удара струи для нижней насадки - 0,24 тс; для верхней насадки - 0,41 тс; частота вращения инструмента - 1,0 с^-1; скорость линейной подачи инструмента - 1,2 м/ч.

Режим обработки в процессе бурения контролировался по изменению расхода жидкости и давления на стояке.

К основным преимуществам предлагаемого способа относятся: - предупреждение с момента образования ствола скважины физико-химического и гидромеханического взаимодействия проницаемых и неустойчивых горных пород с промывочной жидкостью в условиях неконтролируемого изменения гидродинамических давлений в скважине. Это повышает герметичность и прочность стенок скважины, эффективно предупреждая осложнения, связанные с неустойчивостью горных пород, поглощениями промывочных и тампонажных растворов, газонефтеводопроявлениями и выбросами, межпластовыми и заколонными проявлениями, а также сохраняет природные коллекторские свойства продуктивных пластов и долговременно изолирует от водонасыщенных коллекторов; - повышение показателей технического состояния ствола скважины (герметичности и прочности стенок) обеспечивает нелинейный рост основных качественных и технико-экономических показателей буровых работ по эффективности разрушения горных пород, заканчивания и эксплуатации скважин.

Формула изобретения

Способ обработки ствола скважины гидромониторными струями промывочной жидкости в процессе бурения, отличающийся тем, что обработку гидромониторными струями проводят в два различных по параметрам воздействия на призабойную и приствольную зоны и следующих друг за другом этапа путем изменения направления и силы динамического удара гидромониторной струи, при этом на первом этапе сила динамического удара струи в стенку ствола у забоя скважины составляет не менее 0,15 тс, а на втором этапе сила динамического удара составляет не менее 0,30 тс.

NF4A Восстановление действия патента Российской Федерации на изобретение

Извещение опубликовано: 20.07.2005        БИ: 20/2005