Способ исследования скважин в процессе бурения

Способ исследования скважин в процессе бурения

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Совхоз Советскии

Соцмапмстммескми

Республик (»)616987 (61) Дополнительное к авт. саид-ву (22) Заявлено02,02.7 6 (21) 2318952/22-03 (51) М. Кл, Е 21 В 47/00 с присоединением заявки № (23) Приоритет (43) Опублнковано15,06.78.Бюллетень № 22

Госудорстоеииый иомитвт

Совета Миииотроо СССР оа делам изобретвиий и отирмтий (53) УДК 550,839 (Оф8.8) (45) Дата опубликования описания + gg.7S

Ф. А. Ахмадуппин, Ю. А. Дикгоф, В. М. Кузьмин и Б. Ф. цыганов (72) Авторы изобретении

Государственный геофизический трест Татнефтегеофизика (71) Заявитель (54) СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН В ПРОЦЕССЕ

БУРЕНИЯ

Изобретение относится к промыслово-геофизическим н геохимическим методам исследования и может быть использовано дпя контроля за процессом бурения скважин.

Известен способ исследования буряших- 5 ся скважин, состояший в регистрации изменения свойств промывочной жидкости и параметров циркуляции на входе жидкости в скважину и выходе из нее.. По разности этих параметров определяют характерис l0 тику горных пород, окружающих долото (1j.

Известен также способ исследования скважин в процессе бурения, вкпючаюший регистрацию расхода промывочной жидкости на устье скважины и выделение проницае- 15 мых пластов по аномалиям на кривой расхо да. Способ состоит в том, что измеряют расход входящей и выходящей из скважины промывочной жидкости как канала г идродина мической связи "пласт-скважина" и по соот- О ношению этих измерений устанавливают напичие притока в скважину ппастового флюида j2). Известные способы характеризуют ся отсутствием возможности оценки характера поступаюшего в промывочную жидкость 5

2 флюида (нефть и газ ипи вода) в течение всего времени транспортировки в стволе скважины забойной порции жидкости до устья скважины, так как увеличение расхода жидкости на выходе скважины может быть связано как с поступлением ппастовой воды в случае повышения ппастового давления иад гидростатическим давлением, так и притоком нефти с газом. Поэтому своевременная информация об аномальных притоках нефти с газом в ствол скважины отсутствует, что не позволяет проводить соответствующие противоаварийные мероприятия дпя предотврашения н фтегазовых выбросов.

Для прогнозирования нефтегазовых выбросов до выхода нефти на дневную поверхность предлагается после зарегистрированногО увеличения расхода жидкости в процессе бурения производить измерение расхода в период циркуляции. жидкости беэ угпубпения скважины и онредепять наличие притоков нефти с газом по вторичному увеличению расхода.

На чертеже показаны различные варианты кривых расхода Я,л/ промывочной жид»

610987 кости, зарегистрированного на устье скважины жепобным расходомером во временном интервале t „, „соответствующем перемещению забойной порции промывочной жидкости с пластовыми флюидами до устья скважины: а - единичное увепичение кривой расхода жидкости, соответствуюшее притоку в скважину ппастовой воды (пунктиром показан момент вскрытия пласта); б - единичное увеличение расхода промывочной жидкости 10 в момент вскрытия и вторичное увеличение расхода по мере подъема жидкости к устью скважины, что соответствует притоку в скважину нефти с газом (сппошной пинией показан момент выделения из нефти газа); в — непрерывное равномерное увели чение расхода промывочной жидкости после с вскрытия пласта в период циркуляции без углубления скважины и вторичное увеличение расхода жидкости за счет выделения газа, что соответствует поступлению в скважину нефти с газом, г непрерывное неравномерное увепиченне расхода промывоч-. ной жидкости после вскрытия ппаста в период циркуляции беэ углубпення скважины, когда пластовое давление . значительно пре-вышает гидростатическое давление жидкости в скважине, и вторичное увепичение расхода промывочной жидкости за счет выдепения газа, что также соответствует поступлению в скважину нефти с газом.

В спучае превышения ппастового давнення над гидростатическим давпэнием стопба нро мывочной жидкости в скважниу прн вскрытии колпектора поступает нефть иии вода, что отражается на увеинчении расхода sbll ходящей промывочной жидкости и может. быть зарегистрировано на устье скважины, например, жепобным расходомером. Есин в скважину поступает значнтепьное количество

40 нефти с газом, то в момент ее увеинчения в промывочной жидкости на гпубине, про порционапьной давпенню насыщения Р„ на устье скважины регистрируется вторичное

45 увеничение расхода жидкости за счет выделения из нефти газа Например, прн Р

100 кгс/см2 газ начинает выдепятьси нэ нефти примерно с глубины 1ОО0 и. Объем выделяющегося газа увеличнваетса по мере подъема нефти в промывочной жидкости к устью скважины. Пропорцнонапьяо увепичению объема газовой фазы на устье скважи» ны регистрируется и расход, выходящей промывочной жидкостк. 55

По откапиброванному расходомеру за определенный временной интервал от начапа вторичного увеничения расхода промывочной жидкости можно приближенно оценивать количество выдепяющегося газа прн давпе- Еъ нии ниже давпения насыш. ния Р в момент нахождения нефти в стволе скважины, а следовательно, рассчнтывять количество гяэа при атмосферном давлении и с учетом среднего rasoaoro фактора нефтегаэоносного района — количество нефти с газом, поступающей в промывочную жидкость на забое при вскрытии нефтегаэосодержащего пласта (температурой, физико-химическими свойствами нефти в данном случае можно пренебрегать, так как это существенно не отражается на точности конечных расчетов).

Расходомер можпо откапибровывать, например, путем закачки во входящую промывочную жидкость известного объема сырой пластовой нефти (с сохранением растворенного газа) с одновременной регистрацией изменения расхода промывочной жидкости на устье скважины в период транспортировки нефти от забоя до устья скважины.

Таким образом, даже в случае непрерывного поступления в ствол скважины нефти с газом, когда пластовое давление значительно превышает гидростатическое давление промывочной жидкости и когда известными способами невозможно установить копичество поступающего в скважину ппастового флюида, за счет напичия вторичного увеличения жидкости эа определенный временной интервал ее движения от забоя к устью скважины, возможно установление притока нефти с газом в процессе бурения и прогнозирование величины этого притока в момент нахождения нефти в стволе скважи ны.

При осуществлении способа в процессе бурения на устье скважины в желобе непрерывно измеряют расход выходящей промывочной жидкости и выдепяют проницаемые ппао ты по аномапиям на кривой расхода. В спучае увеличения расхода жидкости бурение прекращают и при непрекращающейся циркупяции промывочной жидкости проводят измерение ее расхода беэ углубления скважины. Если в этот период происходит вторичное увеличение расхода жидкости, по объему выделяющегося rasa определяют объем поступающей на забое нефти и устанавпи« вают напичие притоков нефти с газом.

В случае аномального ее нритока осущест впяют противоаварийные мероприятия по предотвращению нефтегазового выброса, Использование способа позволяет кон тропировать процесс бурения и повышает технику безопасности при геологоразведочных работах за счет предотвращения нефтегазовых выбросов.

Ф о р м у í a . и э о б р е т е н и я

Способ исспедования скважин в процессе бурения, включающий регистрацию рао610987 вин. вин.

Составитель Н. Чижикова

Техред Е. Давидович Корректор Jl, Небола

Редактор Л, Тюрина

Заказ 3119/27 Тираж 734 Подписное

ЦНИИПИ Государственного комитета Совета Министров СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35 Раущская наб., д. 4/5

Филиал Г1ПП Патент, г. Ужгород, ул. Проектная, 4 хода промывочной жидкости на устье скважины и выделение проницаемых пластов по аномалиям на кривой расхода, о т л ич а ю ш и и с я тем, что,с целью прогнозирования нефтегазовых выбросов до выхода нефти на дневную поверхность, после зарегистрированного увеличения расхода жидкости в процессе бурения производят измерение расхода в период циркуляции жид кости без угдубпении скважины и определяют наличие притоков нефти с газом по вторичному увеличению расхода.

Источники информаяии, принятые во вяи мание при экспертизе".

1, Патент СШАМ 3802259 кп7 3153е

197 4.

2. Авторское свидетелъство М 186915, кл. Е 21 В 47/00, 1964,