Способ бурения скважины

Способ бурения скважины

Реферат

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при бурении скважины через зоны поглощения промывочной жидкости.

Известен способ бурения скважины, согласно которому при бурении выполняют вращение и осевую подачу компоновки с долотом и подачу промывочной жидкости через внутреннюю полость компоновки на забой, спуск и цементирование обсадной колонны. Скважину бурят, не доходя до продуктивного пласта на 5-40 м, спускают бурильные трубы с пакером на конце. Пакер размещают над нижним интервалом зоны поглощения. По колонне труб закачивают в зону поглощения глинистый раствор плотностью 1080-1350 г/см³, содержащий волокнистый наполнитель или резиновую крошку из расчета 0,5-3,0 м³ на 10 м³ раствора, при производительности насоса не более 15 м³/час, до создания давления на устье скважины 2,8-3,2 МПа. Прекращают закачку. Определяют приемистость скважины. При приемистости, отличающейся от нулевой, продолжают закачку раствора, добиваются нулевой приемистости. Последовательно поднимают колонну бурильных труб с пакером в каждый интервал зоны поглощения и повторяют операции. В последнем верхнем интервале поднимают из скважины колонну бурильных труб с пакером и спускают со скоростью 0,5-1,0 м/с колонну бурильных труб с долотом на конце. Через каждые 300-400 м спуска промывают скважину буровым раствором и постепенно заменяют его. Поднимают колонну бурильных труб с долотом из скважины. Спускают бурильную компоновку и добуривают скважину до проектной отметки. Повышается эффективность изоляции зон поглощения (Патент РФ №2478769, опубл. 10.04.2013).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ вскрытия бурением катастрофически поглощающего пласта, включающий определение интервала поглощения, а также таких характеристик, как интенсивность поглощений, наличие в этих интервалах провалов бурильного инструмента, изменений механической скорости бурения по материалам бурения и геофизических исследований в соседних пробуренных скважинах. Определяют пластовое давление поглощающего пласта и вскрывают его бурением с использованием глинистого раствора, обработанного наполнителем. Перед приготовлением глинистого раствора пластовое давление поглощающего пласта определяют по математической зависимости. Вскрытие интервала поглощения с частичным поглощением начинают с использованием глинистого раствора вязкостью 35-40 с и с плотностью, обеспечивающей превышение давления столба бурового раствора над пластовым на 0,3-0,4 МПа, с содержанием волокнистых наполнителей 8-10% от объема бурового раствора, с компоновкой низа бурильной колонны утяжеленной бурильной трубой длиной 75-100 м с диаметром 165-178 мм и с долотом без насадки. Промывку забоя скважины указанным буровым раствором осуществляют производительностью не более 14-15 л/с. При потере циркуляции бурового раствора содержание волокнистого наполнителя в нем увеличивают до 25-35%, а промывку забоя при углублении осуществляют с производительностью насоса 3-4 л/с до восстановления циркуляции. После полной проходки интервала поглощения зону поглощения закрепляют закачкой цементного раствора. (Патент РФ №2259460, опубл. 2005.08.27).

Известные способы не позволяют в полной мере изолировать зону поглощения.

В предложенном изобретении решается задача изоляции зоны поглощения при бурении скважины.

Задача решается тем, что в способе бурения скважины, включающем бурение ствола скважины и бурение зоны поглощения с использованием бурового раствора с наполнителем, согласно изобретению, бурение ствола скважины проводят компоновкой с нижним силовым приводом и с применением в качестве бурового раствора промывочной жидкости, входят в зону поглощения и переводят бурение на буровой раствор, при входе в зону поглощения переходят на роторную компоновку или верхний силовой привод, вращают буровую колонну со скоростью 60-90 об/мин, расход бурового раствора устанавливают равным 18-20 л/с при давлении на устье скважины 1-2,5 МПа, используют буровой раствор с вязкостью 60-90 с, в начале входа в зону поглощения в буровой раствор вводят опилки в количестве до 30% от объема бурового раствора, по мере прохождения зоны поглощения уменьшают объем опилок в буровом растворе, доводя его до 10% в конце зоны поглощения, промывают скважину буровым раствором без опилок с вязкостью 40-60 с, с расходом 32 л/с и давлением на устье 1-2,5 МПа и продолжают бурение скважины до проектной отметки.

Сущность изобретения

Бурение скважины, проходящей через зону поглощения, вызывает трудности, несмотря на имеющиеся разработки в этой области. В первую очередь, это связано с встречающейся зоной поглощения большой протяженности и большой интенсивности. Известные способы не позволяет в полной мере изолировать зону поглощения. В предложенном изобретении решается задача изоляции зоны поглощения при бурении скважины. Задача решается следующим образом.

Бурят ствол скважины компоновкой с нижним силовым приводом - забойным двигателем и с применением в качестве бурового раствора промывочной жидкости. Такая компоновка позволяет мгновенно определить наличие зоны поглощения и, за счет этого, выполнить мероприятия, препятствующие прихвату буровой компоновки в скважине. При этом переводят бурение на буровой раствор и переходят на роторную компоновку или верхний силовой привод и вращают буровую колонну со скоростью 60-90 об/мин с расходом бурового раствора порядка 18-20 л/с при давлении на устье скважины 1-2,5 МПа. Используют буровой раствор с вязкостью 60-90 с. В начале входа в зону поглощения в буровой раствор вводят опилки в количестве до 30% от объема бурового раствора. По мере прохождения зоны поглощения уменьшают объем опилок в буровом растворе, доводя его до 10% в конце зоны поглощения. Промывают скважину буровым раствором без опилок с вязкостью 40-60 с, с расходом 32 л/с и давлением на устье 1-2,5 МПа и продолжают бурение скважины до проектной отметки.

Использование бурового раствора столь высокой вязкости с наполнителем в виде опилок и столь высоким расходом и давлением на устье позволяет весьма значительно снизить уход бурового раствора в зону поглощения, обеспечить вынос на поверхность шлама от бурения и избежать прихватов бурового инструмента. Подобранные режимы бурения и промывки позволяют пробурить зону поглощения без каких-либо осложнений и обеспечить дальнейшее бурение ствола скважины. Отклонение от заявленных режимов приводит к увеличению поглощения бурового раствора и появлению прихватов бурового инструмента.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Бурят ствол скважины компоновкой с нижним силовым приводом - забойным двигателем и с применением в качестве бурового раствора промывочной жидкости - естественной водной суспензии. При обнаружении зоны поглощения на глубине 900-1050 м переходят на роторный привод и вращают буровую колонну со скоростью 75 об/мин. Переводят бурение на буровой раствор с расходом бурового раствора порядка 19 л/с при давлении на устье скважины 1,5 МПа. Используют буровой раствор с вязкостью 75 с по вискозиметру ВЗ-1. В начале входа в зону поглощения в буровой раствор вводят опилки в количестве 30% от объема бурового раствора. По мере прохождения зоны поглощения уменьшают объем опилок в буровом растворе, доводя его до 10% в конце зоны поглощения. Заканчивают проходку зоны поглощения на глубине 950-1100 м. Промывают скважину буровым раствором без опилок с вязкостью 40-60 с, с расходом 32 л/с и давлением на устье 1,5 МПа и продолжают бурение скважины до проектной отметки.

Пример 2. Выполняют как пример 1.

При обнаружении зоны поглощения на глубине 1000-1200 м переходят на верхний силовой привод и вращают буровую колонну со скоростью 60 об/мин. Переводят бурение на буровой раствор с расходом бурового раствора 18 л/с при давлении на устье скважины 1,0 МПа. Используют буровой раствор с вязкостью 60 с по вискозиметру ВЗ-1. В начале входа в зону поглощения в буровой раствор вводят опилки в количестве 28% от объема бурового раствора. По мере прохождения зоны поглощения уменьшают объем опилок в буровом растворе, доводя его до 8% в конце зоны поглощения. Заканчивают проходку зоны поглощения на глубине 1050-1250 м. Промывают скважину буровым раствором без опилок с вязкостью 40 с, с расходом 30 л/с и давлением на устье 1,0 МПа и продолжают бурение скважины до проектной отметки.

Пример 3. Выполняют как пример 1.

При обнаружении зоны поглощения на глубине 1100-1250 м переходят на верхний силовой привод и вращают буровую колонну со скоростью 90 об/мин. Переводят бурение на буровой раствор с расходом бурового раствора 20 л/с при давлении на устье скважины 2,5 МПа. Используют буровой раствор с вязкостью 90 с по вискозиметру ВЗ-1. В начале входа в зону поглощения в буровой раствор вводят опилки в количестве 29% от объема бурового раствора. По мере прохождения зоны поглощения уменьшают объем опилок в буровом растворе, доводя его до 12% в конце зоны поглощения. Заканчивают проходку зоны поглощения на глубине 1150-1300 м. Промывают скважину буровым раствором без опилок с вязкостью 60 с, с расходом 35 л/с и давлением на устье 2,5 МПа и продолжают бурение скважины до проектной отметки.

В результате удается пробурить скважину через зону поглощения без прихватов бурового инструмента и остановок бурения.

Способ бурения скважины, включающий бурение ствола скважины и бурение зоны поглощения с использованием бурового раствора с наполнителем, согласно изобретению бурение ствола скважины проводят компоновкой с нижним силовым приводом и с применением в качестве бурового раствора промывочной жидкости, входят в зону поглощения и переводят бурение на буровой раствор, при входе в зону поглощения переходят на роторную компоновку или верхний силовой привод, вращают буровую колонну со скоростью 60-90 об/мин, расход бурового раствора устанавливают равным 18-20 л/с при давлении на устье скважины 1-2,5 МПа, используют буровой раствор с вязкостью 60-90 с, в начале входа в зону поглощения в буровой раствор вводят опилки в количестве до 30% от объема бурового раствора, по мере прохождения зоны поглощения уменьшают объем опилок в буровом растворе, доводя его до 8-12% в конце зоны поглощения, промывают скважину буровым раствором без опилок с вязкостью 40-60 с, с расходом 30-35 л/с и давлением на устье 1-2,5 МПа и продолжают бурение скважины до проектной отметки.