Способ определения текущего гидродинамического давления на забое в процессе бурения скважин

 

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности при строительстве скважин, в частности к способам определения текущего гидродинамического давления на забое в процессе бурения скважин с горизонтальным окончанием в высокодренированных песчаных коллекторах малой мощности. Изобретение позволяет снизить стоимость определения текущего гидродинамического давления при повышении оперативности его определения. Способ включает спуск в скважину компоновки для замера величин давлений при циркуляции бурового раствора с расходом, на котором предполагается вести бурение. Новым является то, что в скважину в посадочное устройство спускают скважинный прибор телесистемы "Пеленг" и в процессе бурения по изменению значений гамма-импульсов естественной радиоактивности проходимых пород с помощью датчика гамма-каротажа, установленного в скважинном приборе, определяют наличие песчаных пропластков в проходимом разрезе, по данным датчика дифференциального давления, также установленного в скважинном приборе, определяют величину давления при циркуляции бурового раствора в забойном двигателе и долоте, а величину давления в бурильной колонне при циркуляции рассчитывают, величину давления нагнетания буровыми насосами при циркуляции фиксируют по показаниям манометра, установленного на буровой или по станции контроля бурения и по полученным данным рассчитывают величину давления в затрубном пространстве, затем рассчитывают величину давления способа бурового раствора на данной глубине, и текущее гидродинамическое давление на забое в процессе бурения определяют математическим выражением.

Изобретение относится к области бурения в нефтяной и газовой промышленности при строительстве скважин, в частности к способам определения текущего гидродинамического давления на забое в процессе бурения скважин с горизонтальным окончанием в высокодренированных песчаных коллекторах малой мощности.

Известен способ определения гидродинамического давления расчетным путем /1/.

Однако, ввиду сложности в определении режима течения бурового раствора в затрубном пространстве из-за большого наличия в нем твердой фазы (до 60%) результаты этих расчетов часто отличаются от своих истинных значений, полученных в результате прямых замеров этих величин, что снижает их точность.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ прямого замера величины давления при циркуляции глубинными манометрами /2/.

Недостатком известного способа является то, что применение его возможно только после подъема долота из скважины, спуска в нее компоновки с блоком глубинных манометров и прокачки через нее бурового раствора с расходом, на котором предполагается вести бурение. Затем компоновку извлекают из скважины, данные глубинных манометров расшифровывают, после чего принимают решение о корректировке (при необходимости) расхода или плотности бурового раствора. То есть при этом способе необходим как минимум дополнительный рейс (спуск - замер - подъем инструмента), что, естественно, снижает оперативность процесса принятия решений и приводит к удорожанию бурения.

Целью настоящего изобретения является повышение оперативности определения и снижение стоимости.

Поставленная цель достигается тем, что в скважину в посадочное устройство спускают скважинный прибор телесистемы "Пеленг", и в процессе бурения по изменению значений гамма- импульсов естественной радиоактивности проходимых пород с помощью датчика гамма-каротажа, установленного в скважинном приборе, определяют наличие песчаных пропластков в проходимом разрезе, по данным датчика дифференциального давления, также установленного в скважинном приборе, определяют величину давления при циркуляции бурового раствора в забойном двигателе и долоте, а величину давления в бурильной колонне при циркуляции рассчитывают, величину давления нагнетания буровыми насосами при циркуляции фиксируют по показаниям манометра, установленного на буровой, и по полученным данным рассчитывают величину давления в затрубном пространстве, затем рассчитывают величину давление столба бурового раствора на данной глубине, и текущее гидродинамическое давление на забое в процессе бурения определяют из выражения P_г=P_ст+[P_у-(P_б+P_з+P_д)], МПа где P_ст - величина давления столба бурового раствора на данной глубине, МПа; P_у - величина давления нагнетания буровыми насосами при циркуляции, МПа; P_б - величина давления в бурильной колонне при циркуляции, МПа; P_з - величина давления в забойном двигателе, МПа; P_д - величина давления в долоте, МПа; Сущность изобретения заключается в следующем. Включают промывку. На устье скважины через винтовой двигатель и долото прокачивают буровой раствор с расходом, на котором планируется бурение в данном интервале.

Затем в скважину спускают скважинный прибор телесистемы "Пеленг", состоящий из самого скважинного прибора с комплектом датчиков, блока коммутации, персонального ЭВМ, выносного пульта бурильщика и посадочного устройства для скважинных приборов /3/.

В процессе бурения по изменению значений гамма-импульсов естественной радиоактивности проходных пород с помощью датчика гамма-каротажа, установленного в скважинном приборе, определяют наличие песчаных пропластков в проходимом разрезе на предмет нефтегазонасыщенности.

По данным датчика дифференциального давления, установленного также в скважинном приборе, определяют величину давления при циркуляции бурового раствора в забойном двигателе P_з и долоте P_д. Величину давления P_б в бурильной колонне, где заведомо турбулентный режим и расчетные данные практически не отличаются от фактических данных, рассчитывают по методическим указаниям /4 /.

Величину давления в нагнетательной линии при нагнетании бурового раствора буровыми насосами фиксируют по показаниям манометра, установленного в буровой, или по данным станции контроля бурения.

Затем определяют величину давления в затрубном пространстве: P_зп=P_у-(P_б+P_з+P_д), МПа где P_з - величина давления в забойном двигателе, МПа;
P_д - величина давления в долоте, МПа;
P_б - величина давления в бурильной колонне при циркуляции, МПа;
P_у - величина давления нагнетания буровыми насосами при циркуляции, МПа.

Величину давления столба бурового раствора на данной глубине определяют
P_ст= 10^-6·ρ·g·h, МПа,
где ρ - плотность бурового раствора, кг/м³;
h - данная глубина, м;
g - ускорение свободного падения, 9,81 м/с.

После этого определяют величину гидродинамического давления P_г на забое бурового раствора плотностью ρ на глубине h

Далее определяют градиент гидродинамического давления

величину которого сравнивают с градиентом гидроразрыва
G_rad·P_гр
Если G_rad·P_г≥G_rad·P_гр, то в скважине возможно поглощение бурового раствора и необходимо либо уменьшить его плотность, либо расход, или то и другое вместе.

Пример. В процессе бурения на плотности бурового раствора ρ = 1200 кг/м³ скважины "Юбилейная" долотом 215,9 МСЗГАУ на глубине h = 3950 м были проведены работы по определению величины давления в затрубном пространстве P_зп. При этом величина давления нагнетания буровыми насосами при циркуляции P_у по данным манометра, установленного в буровой, или по станции контроля бурения составила P_у = 11,3 МПа. Расчетное значение давления в бурильной колонне при циркуляции P_б = 8,2 МПа определяли по методическим указаниям, а сумму давлений в забойном двигателе и долоте (P_з+P_д) = 1,8 МПа определяли по результатам замера скважинного прибора.

С учетом этого величина давления в затрубном пространстве P_зп была определена из выражения
P_зп=P_у-(P_б+P_з+P_д)=11,3- (8,2+1,8)=1,3, МПа
Величину давления столба бурового раствора на данной глубине определяли из выражения
P_ст= 10^-6·ρ·g·h, МПа.
Тогда гидродинамическое давление определяли из выражения:

Использование предлагаемого способа позволит повысить оперативность и точность определения текущего гидродинамического давления на забое в процессе бурения наклонных и горизонтальных участков скважины.

Предлагаемый способ позволит предотвращать поглощение бурового раствора в песчаных высокодренированных пропластках.

Источники информации
1. Б. И. Есьман, Г.Г.Габузов. Термогидравлические процессы при бурении скважин. -М.: Недра, 1991, с. 105.

2. Б. И. Есьман, Г.Г.Габузов. Термогидравлические процессы при бурении скважин. -М.: Недра, 1991, с. 163-177-прототип.

3. Телеметрический комплекс для проводки скважин с горизонтальным окончанием ствола "Пеленг". Проспект РАО "Газпром" НТЦ п "Кубаньгазпром", 1998 г.

4. Инструкция по составлению гидравлической программы бурения (оптимизированный вариант). РД-39-0147009-516-86, с. 10-17.

Формула изобретения

Способ определения текущего гидродинамического давления на забое в процессе бурения скважин с горизонтальным окончанием, включающий спуск в скважину компоновки для замера величины давлений при циркуляции бурового раствора с расходом, на котором предполагается вести бурение, отличающийся тем, что в скважину в посадочное устройство спускают скважинный прибор телесистемы "Пеленг" и в процессе бурения по изменению значений гамма-импульсов естественной радиоактивности проходимых пород с помощью датчика гамма-каротажа, установленного в скважинном приборе, определяют наличие песчаных пропластков в проходимом разрезе, по данным датчика дифференциального давления, также установленного в скважинном приборе, определяют величину давления при циркуляции бурового раствора в забойном двигателе и долоте, а величину давления в бурильной колонне при циркуляции рассчитывают, величину давления нагнетания буровыми насосами при циркуляции фиксируют по показаниям манометра, установленного на буровой и по полученным данным рассчитывают величину давления в затрубном пространстве, затем рассчитывают величину давления столба бурового раствора на данной глубине, и текущее гидродинамическое давление на забое в процессе бурения определяют из выражения
P_г = P_ст + [P_y - (P_б + P_з + P_д)], МПа,
где P_ст - величина давления столба бурового раствора на данной глубине, МПа;
P_y - величина давления нагнетания буровыми насосами при циркуляции, МПа;
P_б - величина давления в бурильной колонне при циркуляции, МПа;
P_з - величина давления в забойном двигателе, МПа;
P_д - величина давления в долоте, МПа.