Способ ликвидации нефтегазопроявления в скважине

 

О А

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИН

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (19) (11) (51) 4 Е 21 В 7/00, 21/08 (21) 3775662/22-03 (22) 27.07.84 (46) 30,03.86, Бюл. Р !2 (71) Всесоюзный ордена Трудового

Красного Знамени научно-исследовательский институт буровой техники (72) О.!О.Áåðãøòåéí, И.А.Великосельский, N.È.Ворожбитов, H.À.Иванов и

А.И.Киреев (53) 622 ° 243 (088.8) (56) Малеванский В.Д. Открытые газовые фонтаны и борьба с ними, N.: Гостоптехиздат, 1963, с. 25-29.

Там же, с. 17-22. (54) (57) СПОСОБ JIHKBHgAIIHH НЕФТЕГАЗОПРОЯВЛЕНИЯ В СКВАЖИНЕ, включающий создание двух гидравлических каналов, сообщающихся между собой в нижней части, закаЧку в один из них жидкости с повышенной плотностью и выдавлива1 ние ее в другой гидравлический канал с одновременным вытеснением из этого канала находящегоя в нем раствора, . отличающийся тем, что, с целью повышения надежности ликвидации нефтегазопроявления за счет сокращения времени создания противодавления в скважине, бурящейся опережающим стволом с использованием съемной обсадной колонны, закачку жидкости с повышенной плотностью осуществляют после спуска съемной обсадной колонны перед бурением опережающего ствола в гидравлический канал, образованный обсаженной стенкой скваO жины и съемной обсадной колонной, g причем выдавливание жидкости с повышенной плотностью осуществляют с поддержанием равенства расходов закачиваемой жидкости и выпускаемого раствора.

1221

Изобретение относится к бурению скважин и может быть использовано при бурении горных пород, содержащих пласты с аномально высоким пластовым давлением. 5

Целью изобретения яляется повышение надежности ликвидации нейтегазопроявления за счет сокращения времени создания противодавления в скважине, бурящейся опережающим стволом 1О с использованием съемной обсадной колонны, На чертеже показано устройство для осуществления предлагаемого способа ликвидации пефтегазопроявления в скважине.

Способ осуществляется следующим образом.

Ствол скважины 1 обсаживают обсадной колонной ?. После спуска и цемептировапия обсадной колонны 2 B пее до башмака колонны спускают съемную обсадную колонну 3, обвязывают. Устьевой головкой 4, имеющий 25 отвод.5. Па съемной колонне 3 монтируют прененторную сборку б с нижним отводом 7. Производят трубную обвязку устьевого оборудования (пе показано) таким ооразом чтобы в прост30 рапство 8 между обсадной колонной 2 н съемной обсадной колонной 3 можно было закачать жидкость повышенной плотности. 1ерез отвод 5 заполняют межколопное пространство 8 жидкостью с повышенной плотностью. Далее бурение осуществляют опережающим стволом

9. 11 случае начала нефтегазопроявлеппя иэ проявляющего пласта 10, выражающемся в облегчении и дегаэации бурового раствора, переливах и увеличении расхода на выходе, при отсутствии в ней бурильной колонны производят операцию по герметизации устья для определения расчетным путем необходимой высоты подъема раствора внутри сьемпой обсадной колонны и затем выдавливают жидкость с повышенной плотностью, находящуюся в межколонном пространстве 8, и подъем ее на расчетную величину с помощью постоянно обвязанных с. колонной головкой буровых насосов через башмак съемной колонны внутрь ее, благодаря чему оперативно создается противодавление па проявляющий пласт, При этом выдавливание ведут с поддержанием равенства расходов закачиваемого и выходящего потоков. После

30У 3 создания в скважине противодавления осуществляют спуск бурильной колонны и продолжают процесс бурения скважины.

Пример. При бурении газовой скважины методом опережающего ствола при достижении забоя 2000 м вследст— вие наличия осложнений при бурении— обваливания пройденных неустойчивых пород опускают очередную обсадную колонну Р 324 мм на 2000 м. Бурение ведут на буровом растворе плотностью

1,2 г/см . Пройденный интервал расширяют до диаметра, позволяющего произвести крепление скважины обсадной колонной наибольшего диаметра с учетом прохождения ее через ранее спущенную обсадную колонну. После спуска и крепления очередной обсадной колонны на глубину 2000 м спускают съемную (сменную) обсадную колонну ф245 мм, обвязывают колонны меж" ду собой колонной головкой и монтируют противовыбросовое оборудование (превенторную сборку с превенторами, имеющими глухие плашки под бурильпые трубы, а также универсальный превентор при его наличии), Б пространство между последней спущенной и зацементированной обсадной колонпой и спущенной внутрь ее сменной обсадной колонной закачивают буро- вой утяжеленный раствор плотностью !,8 г/см . Продолжают вести бурение

9 скважины на буровом растворе плотностью 1,2 г/см . При бурении на глуд бине 2500 м вскрывают газовый пласт.

После подъема бурового инструмента при прохождении очередного рейса скважина простаивает некоторое время. Иэ скважины начинается перелив раствора вследствие газирования раствора к скважине газом, поступающим иэ пласта. По мере газирования и снижения плотности бурового раствора проявление усиливается. Для герметизации устье закрывают плашками глухого превентора, затем опускают в стол ротора бурильную трубу 11, на которую навернута ведущая труба, и закрывают трубные плашки превентора 6, Через открытый отвод 7 превенторной сборки 6 замеряют плотность выходящего из скважины газированного раствора, которая равна 1,05 г/см э

При закрытых задвижках на отводах 7 превентора замеряют давление в стволе скважины на устье, предварительно открыв плашку глухого превентора, Определяют эквивалентную среднюю плотность газированного бурового раствора внутри сменной обсадной колонны, которая равна 1,12 г/см, При э давлении на устье 20 IcI /см и необходимой величине превышения противодавления на пласт 10% над фаКтическим пластом необходимая величина гидростатического давления столба раствора в колонне равна 330 кг/см .

Фактическая величина равна 0,1х1, 12 2500=280 кгс/см . Разницу в

50 кг/см создают путем закачки в колонну 3 из межтрубного пространства раствора плотностью 1,8 г/см с подъемом его на высоту 50:10,1» х(1,8-1,12) = 735 м.

Расчетный объем закачиваемого через межтрубное пространство

221307 4

Рас»ора равен О, 785 ° 0,201 735 =

23,4 м

После закачки расчетного объема утяжеленного раствора закрывают зад5 вижку на отводе 7 и, убедившись в. отсутствии избыточного давления на устье, открывают плашки превентора, отворачивают ведущую трубу, спускают бурильные трубы до забоя и замещают в скважине составной столб

- утяжеленного и газированного раство-.. ров раствором эквивалентной плотнос-: ти. Необходимая эквивалентная плотность бурового раствора для продолжения бурения равна 330:(25ppip,1) =

= l,32 г/см

Продолжают бурение скважины с использованием бурового раствора плотностью 1,32 г/см .

ВНИИПИ Заказ 1558/37

Тираж 548 Подписное

Филиал ППП "Патент" г. Ужгород, ул. Проектная, 4