Способ проводки скважины в высокопроницаемых газонасыщенных коллекторах
Изобретение относится к технологии бурения нефтяных и газовых скважин в высокопроницаемых газонасыщенных коллекторах и может быть использовано при проводке скважин в сложных горно-геологических условиях, характеризующихся полным поглощением бурового раствора, вызывающим газопроявление, которое не удается ликвидировать стандартным способом. Герметизируют устье скважины. Разрушают породу с прямой промывкой промывочной жидкостью по колонне бурильных труб и удалением выбуренной породы на дневную поверхность. Фиксируют момент падения устьевого давления и отсутствие выхода промывочной жидкости на устье скважины. Заменяют промывочную жидкость на промывочную жидкость с малым содержанием твердой фазы. Одновременно формируют плавающий гидравлический затвор над кровлей высокопроницаемого газонасыщенного коллектора путем закачивания в заколонное пространство суспензии плотностью меньше 1000 кг/м3, содержащей жидкую фазу и наполнитель. Высоту и плотность плавающего гидравлического затвора определяют по формуле. В качестве жидкой фазы суспензии используют обратную углеводородно-водную эмульсию с вязкостью 150ч300 мПа·с. В качестве наполнителя используют газонаполненные микросферы или вспученный вермикулит. Массовую часть указанной эмульсии, приходящуюся на одну массовую часть указанного наполнителя, определяют по формуле. Технический результат - обеспечение повышения эффективности проводки скважины и предотвращение осложнения. 2 з.п. ф-лы, 1 табл.
Изобретение относится к технологии бурения нефтяных и газовых скважин в высокопроницаемых газонасыщенных коллекторах и может быть использовано при проводке скважин в сложных горно-геологических условиях, характеризующихся полным поглощением бурового раствора, вызывающим газопроявление, которое не удается ликвидировать стандартным способом.
Анализ существующего уровня техники показал следующее:
известен способ проводки скважины в высокопроницаемых газонасыщенных коллекторах, основанный на использовании в качестве промывочной жидкости аэрированной суспензии (трехфазной пены), формирующей в заколонном пространстве гидравлический затвор (см. К.М.Тагиров, В.И.Нифантов, С.А.Акопов и др. Бурение скважин с промывкой пеной в интервалах катастрофических поглощений с АНПД //Технология строительства газовых и газоконденсатных скважин. - М., 1991, с. 121-128 (Научные труды/ВНИИГаз)). Технологическая схема обвязки специального наземного оборудования обеспечивает приготовление пены, закачку ее в скважину, циркуляцию, очистку от шлама и разрушение на составляющие фазы. Процесс промывки осуществляется по замкнутой системе, а в качестве пенообразующей жидкости используют следующий состав, мас.%:
бентонитовая глина 8-10
сульфонол 0,5-1,0
КМЦ-700 0,5-1,0
вода остальное
Недостатком способа является низкая эффективность проводки и вероятность возникновения осложнений. Объясняется это следующим:
при бурении с промывкой аэрированной суспензией (трехфазной пеной) по замкнутой системе циркуляции необходимо все время разрушать пену для очистки ее от выбуренной породы и возобновлять ее приготовление, чтобы закачивать в скважину для формирования гидравлического затвора, что приводит к усложнению технологии и свидетельствует о недолговечности гидравлического затвора;
аэрированная суспензия контактирует с высокопроницаемым газонасыщенным коллектором, поэтому не исключается ее частичная или полная потеря при промывке и при извлечении колонны бурильных труб, что требует повышения степени аэрации и долива суспензии, что может вызвать осложнения и требует установки дополнительного оборудования, усложняющей технологию;
пенообразующая жидкость включает твердую фазу, структурообразователь, пенообразователь и воду, т.е. представляет собой истинный водный раствор анионоактивных поверхностно-активных веществ и твердую фазу, отсюда следует, что она гидрофильна, поэтому ее жидкая фаза хорошо смачивает стенки скважины уже пробуренного интервала выше высокопроницаемого газонасыщенного коллектора, что может привести к осложнениям, связанным с разрушением стенок скважины, осыпям и обвалообразованиям, что свидетельствует о низком качестве аэрированной суспензии, формирующей в заколонном пространстве гидравлический затвор;
при извлечении колонны бурильных труб необходим жесткий контроль за качеством пены, чтобы предотвратить прорыв газа, кроме того требуется постоянное дополнительное приготовление пенообразующей жидкости, чтобы компенсировать ее потери в зоне поглощения, а также необходимо использование эжектора, компрессора и нестандартного блока разрушения пены, что приводит к значительному удорожанию процесса проводки и усложняет технологию;
известен способ проводки скважины в высокопроницаемых газонасыщенных коллекторах, заключающийся в бурении зоны поглощения с промывкой скважины водой без циркуляции и создании в затрубном пространстве своеобразного гидравлического затвора из суспензии (буровой раствор) (см.. Крылов В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. М.: Недра, 1980, с. 123-126). Указанный затвор уравновешивает гидравлическим давлением давление в высокопроницаемом газонасыщенном коллекторе и давление, необходимое для закачки воды в коллектор.
Недостатком способа является низкая эффективность проводки и вероятность возникновения осложнений. Это обусловлено следующими причинами:
установленный в затрубном пространстве гидравлический затвор - столб бурового раствора, не является плавающим. Он имеет плотность, превышающую плотность воды в скважине. Поэтому при снижении давления или прекращении закачки в скважину столб бурового раствора опускается в интервал зоны поглощений и полностью поглощается, из-за чего требуется его долив, что свидетельствует о недолговечности гидравлического затвора. Кроме того, буровой раствор разбавляется пластовой водой и теряет свои свойства, например плотность, из-за чего нарушается равновесие давлений “скважина-пласт” и снижается его качество;
возникают осложнения и при спускоподъемных операциях при замене долота или окончании проводки. Буровой раствор имеет низкую вязкость и как следствие - низкий градиент прорыва газа. Поэтому он не выполняет полностью функцию гидравлического затвора и не предотвращает прорыв газа из высокопроницаемого газонасыщенного коллектора на устье;
в качестве прототипа взят способ проводки скважины в высокопроницаемых газонасыщенных коллекторах (см. патент 2184206, Е 21 В 21/14 от 22.05.2001 г., опубл. 27.06.2002 г. в ОБ №18). Разрушают породу с прямой промывкой промывочной жидкостью по колонне бурильных труб и удалением последней на дневную поверхность. Фиксируют моменты падения устьевого давления и отсутствия выхода промывочной жидкости на устье скважины, обуславливающие разрушение породы с ее удалением в указанный коллектор. Меняют промывочную жидкость на промывочную жидкость с малым содержанием твердой фазы, и одновременно формируют плавающий гидравлический затвор над кровлей высокопроницаемого газонасыщенного коллектора путем закачивания в заколонное пространство суспензии плотностью меньше 1000 кг/м3, содержащей жидкую фазу и наполнитель. В качестве суспензии используют трехфазную пену. В случае начавшегося газопроявления ведут закачку промывочной жидкости в колонну бурильных труб с одновременным закачиванием трехфазной пены в заколонное пространство с интенсивностью, превышающей интенсивность газопроявления. Стабильность трехфазной пены обеспечивается путем периодической подачи новой порции или полной замены. Плотность трехфазной пены и высоту столба пенообразующей жидкости рассчитывают по формулам. Для получения суспензии используют следующий состав, мас.%:
твердая фаза 20-25
структурообразователь 0,5-1
пенообразователь 0,5-1
техническая вода остальное
Недостатком способа является низкая эффективность проводки и вероятность возникновения осложнений. Объясняется это следующими причинами:
применяемая в качестве плавающего гидравлического затвора трехфазная пена неустойчива, во времени меняет свои свойства. При контакте с пластовой водой жидкая фаза пены растворяется в ней, а пена разрушается, что приводит к загрязнению пластовых вод и затрудняет установку в заданном интервале плавающего гидравлического затвора над кровлей высокопроницаемого газонасыщенного коллектора;
пенообразующая жидкость гидрофильна, она хорошо смачивает стенки скважины уже пробуренного интервала выше высокопроницаемого газонасыщенного коллектора, что может привести к осложнениям, связанным с разрушением стенок скважины;
способ осложняется необходимостью частичной или полной замены плавающего гидравлического затвора из-за неустойчивости трехфазной пены. Пена обладает низким градиентом прорыва газа, поэтому возможен его прорыв при проводке и спуско-подъемных операциях колонны бурильных труб, что свидетельствует о низкой эффективности проводки скважин;
технология проводки скважины усложняется из-за необходимости использования дополнительного технологического оборудования (эжектора и компрессора) и периодической подачи через 12-14 ч бурения новой свежеприготовленной порции трехфазной пены в объеме 5-7 м3.
Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого способа, сводится к повышению эффективности проводки скважины и предотвращению осложнений за счет:
- создания высококачественного и долговечного плавающего гидравлического затвора с повышенным градиентом прорыва газа;
- возможности установки плавающего гидравлического затвора в заданном интервале над высокопроницаемым газонасыщенным коллектором;
- упрощения технологии путем исключения необходимости использования дополнительного технологического оборудования и операции долива суспензии плавающего гидравлического затвора.
Технический результат достигается с помощью известного способа проводки скважины в высокопроницаемых газонасыщенных коллекторах. Способ основан на герметизации устья скважины, разрушении породы с прямой промывкой промывочной жидкостью по колонне бурильных труб и удалением выбуренной породы на дневную поверхность, фиксации момента падения устьевого давления и отсутствия выхода промывочной жидкости на устье скважины, обуславливающих разрушение породы с ее удалением в указанный коллектор, замене промывочной жидкости на промывочную жидкость с малым содержанием твердой фазы и одновременном формировании плавающего гидравлического затвора над кровлей высокопроницаемого газонасыщенного коллектора путем закачивания в заколонное пространство суспензии плотностью меньше 1000 кг/м3, содержащей жидкую фазу и наполнитель. Мы предлагаем:
высоту плавающего гидравлического затвора определять по формуле
где Нз - высота плавающего гидравлического затвора, м;
Рпл - давление в высокопроницаемом газонасыщенном коллекторе, МПа;
К - коэффициент превышения гидростатического давления в скважине над давлением в высокопроницаемом газонасыщенном коллекторе, равный 1,04-1,15;
Р - градиент прорыва газа через плавающий гидравлический затвор, равный 0,005-0,011 МПа/м, по данным экспериментальных исследований,
плотность плавающего гидравлического затвора определять из выражения
где рз - плотность плавающего гидравлического затвора, кг/м3;
рж - плотность жидкости в скважине с установившимся уровнем после поглощения, кг/м 3;
Нк - глубина залегания высокопроницаемого газонасыщенного коллектора (кровля), м;
h - уровень жидкости в скважине, установившийся после поглощения, м;
в качестве жидкой фазы использовать обратную углеводородно-водную эмульсию с вязкостью 150-300 мПа·с;
в качестве наполнителя - газонаполненные микросферы или вспученный вермикулит;
массовую часть указанной эмульсии, приходящуюся на одну массовую часть указанного наполнителя, определять по формуле
где mэ - массовая часть обратной углеводородно-водной эмульсии, приходящаяся на 1 массовую часть наполнителя;
э - плотность указанной эмульсии, кг/м3 ;
н - плотность наполнителя, кг/м3;
в случае извлечения колонны бурильных труб из скважины производить технические остановки после каждой регламентированной величины объема поднимаемых бурильных труб на время, достаточное для стабилизации уровня жидкости в скважине;
в качестве обратной углеводородно-водной эмульсии использовать состав, мас.%:
углеводородная жидкость 15-25
жирные кислоты, или их соли, или их кубовые остатки 0,5-1,5
хлорид кальция 1,0-2,0
вода остальное
Формирование плавающего гидравлического затвора (ПГЗ) осуществляют с целью предупреждения выхода газа из высокопроницаемого газонасыщенного коллектора на дневную поверхность в процессе бурения и во время спуско-подъемных операций при замене долота и окончании проводки скважин.
Формируют его в заколонном пространстве по достижении в процессе проводки высокопроницаемого газонасыщенного коллектора (после падения давления на устье и прекращения выхода промывочной жидкости).
Высоту плавающего гидравлического затвора определяют с учетом давления газа в высокопроницаемом газонасыщенном коллекторе и градиента прорыва газа через плавающий гидравлический затвор, который получают экспериментальным путем с учетом конкретных скважинных условий и состава суспензии ПГЗ (см. таблицу). ПГЗ должен выдерживать давление газа из указанного коллектора без прорыва на устье.
При этом согласно требованиям (“Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности”, Москва, 1998 г., с. 37, п.2.7.3.3) в формулу для расчета высоты плавающего гидравлического затвора введен коэффициент превышения гидростатического давления в скважине над давлением в высокопроницаемом газонасыщенном коллекторе, равный k=1,04-1,15 (1,10-1,15 - для скважин глубиной до 1200 м, 1,05-1,10 - для скважин глубиной до 2500 м, 1,04-1,07 - для скважин глубиной более 2500 м).
Требуемая (расчетная) плотность суспензии ПГЗ должна обеспечивать его установку над высокопроницаемым газонасыщенным коллектором и зависит прямо пропорционально от плотности жидкости в скважине, ее высоты над кровлей указанного коллектора и обратно пропорционально от расчетной высоты ПГЗ, то есть ПГЗ должен оказывать такое же гидростатическое давление на уровне кровли высокопроницаемого газонасыщенного коллектора, как и столб жидкости, установившийся в скважине после катастрофического поглощения.
После катастрофического поглощения при вскрытии высокопроницаемого газонасыщенного коллектора происходит полное поглощение промывочной жидкости и смешивание ее с пластовой водой. Так как объем пластовой воды значительно больше объема поглощенной промывочной жидкости, то плотность жидкости, установившейся в скважине после катастрофического поглощения, будет близкой к плотности пластовой воды. Эту плотность и необходимо учитывать при определении требуемой плотности плавающего гидравлического затвора, с учетом которой он будет установлен в заданном интервале в скважине.
Обратная углеводородно-водная эмульсия с вязкостью меньше 150 мПа·с не обеспечивает седиментационную устойчивость суспензии с наполнителем, а с вязкостью более 300 мПа·с затруднено приготовление суспензии при введении наполнителя и ее перекачивание насосами.
Обратная углеводородно-водная эмульсия имеет плотность 920-940 кг/м3, что меньше плотности жидкости в скважине и позволяет эмульсии находиться на ее поверхности. Однако расчетная (требуемая) плотность суспензии ПГЗ может быть меньше плотности самой эмульсии. Поэтому для снижения плотности используют наполнитель, имеющий плотность от 200 до 600 кг/м3 - газонаполненные микросферы или вспученный вермикулит. Так как плотность наполнителя меньше плотности эмульсии, а Архимедову силу выталкивания частиц практически уравновешивает сила тяжести (масса частиц), то приготовленная суспензия обладает высокой седиментационной устойчивостью.
Требуемую плотность плавающего гидравлического затвора можно обеспечить также за счет необходимого соотношения между жидкой и твердой фазами суспензии для ПГЗ.
Это соотношение будет прямо пропорционально плотности ПГЗ и наполнителя и обратно пропорционально плотности наполнителя и разности плотностей эмульсии и ПГЗ.
При извлечении колонны бурильных труб из скважины для замены долота или по окончании проводки необходима технологическая остановка этой операции для заполнения скважины пластовой водой на объем извлеченного металла труб (регламентированная величина, равная не более 0,5 м 3 (см. “Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности”. M., 1998, с.41, 42, п.2.8.5. и 2.8.6) и установления уровня плавающего гидравлического затвора. Это требуется для исключения потери суспензии плавающего гидравлического затвора в зоне высокопроницаемого газонасыщенного коллектора при изменении уровня жидкости в скважине и для предотвращения прорыва газа из коллектора на дневную поверхность.
Необходимое время технологической остановки определяют из условия интенсивности поглощения в данной скважине или по аналогии в пробуренных соседних скважинах при катастрофических поглощениях, это время составляет незначительную величину и измеряется от нескольких минут до десятка минут.
Согласно вышеуказанных правил, при извлечении из скважины колонны бурильных труб, требуется долив скважины промывочной жидкостью. В нашем случае, долив не требуется, так как он осуществляется пластовой водой.
Плавающий гидравлический затвор, сформированный по предложенному способу, обладает высокой седиментационной устойчивостью и сохраняет свои свойства в течение всего времени проводки скважины. Обеспечивается это тем, что он в качестве жидкой фазы содержит обратную углеродно-водную эмульсию с повышенной вязкостью (150-300 мПа·с), которая обладает высокой седиментационной устойчивостью и долговечностью, гидрофобна, не разрушается и не разбавляется водой.
Эмульгатором обратной углеводородно-водной эмульсии являются жирные кислоты, омыленые хлоридом кальция. Если в качестве эмульгатора используют натриевые, калиевые или аминные соли жирных кислот, то в процессе приготовления эти катионы замещаются кальцием и эмульгатором становятся кальциевые соли жирных кислот, благодаря чему эмульсия не расслаивается, не разбавляется водой. Благодаря ее высокой вязкости и повышенному поверхностному натяжению газ в ней практически не растворяется, а плавающий гидравлический затвор обладает повышенным градиентом прорыва газа.
Обратная углеводородно-водная эмульсия гидрофобна за счет содержания в ней углеводородной жидкости, высоковязкая и имеет низкую фильтрацию (3-5 см3 за 30 мин) и высокую седиментационную устойчивость, поэтому при контакте с влажными стенками скважины она их не смачивает, не отдает фильтрат в коллектор и поэтому не вызывает их разрушение.
Благодаря этому плавающий гидравлический затвор сохраняет свои свойства в течение длительного времени.
Анализ изобретательского уровня показал следующее:
известно в способе вскрытия проявляющих залежей формирование газонепроницаемого жидкостного экрана разгазированием высоконапорного малодебитного пласта в околоствольной зоне скважины (см. а.с. 1767155 от 26.06.90 г. по кл. Е 21 В 21/08, опубл. ОБ №37, 1992 г.);
известно в способе глушения скважин закачивание в качестве буферной жидкости водоуглеводородной эмульсии, содержащей поверхностно-активное вещество, выполняющей роль диспергатора газа (см. п. 2047745 от 27.01.92 г. по кл. Е 21 в 43/12, опубл. ОБ №31, 1995 г.);
известно в способе проводки вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин в гранулярных высокодепрессированных коллекторах создание в приствольной зоне экрана с большим содержанием газа, что обеспечивает снижение фазовой проницаемости по жидкости и дифференциального давления (см. п. 2073091 от 05.12.94 г. по кл. Е 21 В 33/138, опубл. ОБ №4, 1997 г.);
известно в способе бурения поглощающих пластов с аномально высоким давлением осуществление промывки скважины водой без циркуляции, создающей в заколонном пространстве своеобразный столб бурового раствора (см. Бабуков В.Г., Волжин А.К. и др. Бурение поглощающих пластов с аномально высоким давлением с промывкой водой без циркуляции //Нефтяное хозяйство - 1971. - №4. - С. 19).
На основании вышеизложенного нами не выявлены технические решения, имеющие в своей основе признаки, совпадающие со всеми отличительными признаками заявляемого технического решения. Таким образом, последнее не следует явным образом из проанализированного уровня техники, т.е. имеет изобретательский уровень.
Используют в качестве углеводородной жидкости дизтопливо по ГОСТ 305-82, жирные кислоты по ТУ 10-191-032-01-86, хлорид кальция по ГОСТ 450-77, вспученный вермикулит по ГОСТ 26137-82, газонаполненные микросферы МС - А9 по ТУ 6-48-108-94.
Содержание в обратной углеводородно-водной эмульсии - углеводородной жидкости менее 15 мас.%. не обеспечивает ее седиментационную устойчивость, а более 25 мас.% - вязкость эмульсии будет менее 150 мПа·с, что приведет к всплытию наполнителя и ухудшению свойств суспензии; содержание жирных кислот менее 0,5 мас.% не обеспечивает получение качественной седиментационной устойчивости, а более 1,5 мас.% не требуется, так как полученная эмульсия уже обладает требуемыми свойствами; содержание хлорида кальция менее 1,0 мас.% не обеспечивает полного омыления эмульгатора до получения кальциевой соли жирных кислот, а более 2,0 мас.% не требуется, так как уже обеспечено полное омыление эмульгатора.
Более подробно сущность заявляемого способа описывается следующим примером.
Пример. Проводка скважины Песчано-Уметского ПХГ, бурение под промежуточную колонну.
Исходные данные:
Давление в высокопроницаемом газонасыщенном коллекторе, Рпл 0,72 МПа.
Градиент прорыва газа через плавающий гидравлический затвор (при пластической вязкости эмульсии 150 мПа·с), Р 0,00677 МПа/м.
Коэффициент превышения гидростатического давления в скважине над давлением в высокопроницаемом газонасыщенном коллекторе, К 1,1.
Плотность жидкости в скважине с установившемся уровнем после поглощения, ж 100 кг/м3.
Кондуктор диаметром 324 мм спущен на глубину 229 м.
Внутренний диаметр кондуктора, Dc 304 мм.
Промежуточная колонна диаметром 245 мм по проекту должна быть спущена на глубину 400 м.
Диаметр колонны бурильных труб, Dбт 127 мм.
Глубина залегания высокопроницаемого газонасыщенного коллектора (по данным соседней пробуренной скважины):
- кровля, Нк 232 м;
- подошва, Нп 262 м.
Устье скважины оборудуют противовыбросовым оборудованием. Герметизируют устье скважины.
Разрушают породу до кровли высокопроницаемого газонасыщенного коллектора с выходом промывочной жидкости (глинистый раствор) на устье и удалением выбуренной породы на дневную поверхность. Постоянно контролируют устьевое давление и наличие промывочной жидкости, выходящей из заколонного пространства.
При достижении кровли высокопроницаемого газонасыщенного коллектора поступление промывочной жидкости на устье прекратилось, и упало устьевое давление. Жидкость в скважине установилась на отметке 165 м. Давление газа в высокопроницаемом газонасыщенном коллекторе составляет 0,72 МПа. Такие же данные были получены и на соседней пробуренной скважине, с учетом этого заранее рассчитывают необходимые параметры.
Высоту плавающего гидравлического затвора рассчитывают по формуле
Плотность плавающего гидравлического затвора определяют по формуле
В качестве жидкой фазы плавающего гидравлического затвора используют обратную углеводородно-водную эмульсию вязкостью 300 мПа·с и плотностью э=938 кг/м3.
В качестве наполнителя используют газонаполненные микросферы плотностью Н = 280 кг/м3.
Массовую часть указанной эмульсии, приходящуюся на одну массовую часть указанного наполнителя, определяют по формуле
Для формирования гидравлического затвора требуется следующий объем суспензии
а ее масса составляет
Qз=7,2·560=4032 кг.
Требуемая масса наполнителя
При этом масса обратной углеводородно-водной эмульсии составляет
Qэ=QПГЗ-Qн=4032-1152=2880 кг,
а ее объем равен
Vэ=Qэ: э=2880:938=3,1 м3
В осреднительной емкости приготавливают 3,1 м3 обратной углеводо-родно-водной эмульсии следующего состава, маc.%:
углеводородная жидкость (дизтопливо) 20,0
хлорид кальция 2,0
жирная кислота 1,0
вода (техническая) 77,0
В указанную эмульсию вводят 1152 кг газонаполненных микросфер и после тщательного перемешивания полученную суспензию закачивают в заколонное пространство одновременно с закачиванием в колонну бурильных труб промывочной жидкости с малым содержанием твердой фазы (техническую воду).
Закачивание плавающего гидравлического затвора осуществляют агрегатом ЦА-320М на 2-ой включенной передаче. При этом его расход составляет Q=3,16 л/с (при диаметре втулок 115 мм),
а время закачивания составляет
T=Vз/Q=7,2/0,0036=2000 с =33,3 мин
Продолжают разрушение породы до проектной отметки (400 м) без выхода циркуляции промывочной жидкости с удалением выбуренной породы в указанный коллектор.
В случае извлечения колонны бурильных труб в объеме металла 0,5 м3 производят технологические остановки на 10 мин. За это время уровень жидкости в скважине восстанавливается.
В процессе проводки скважины плавающий гидравлический затвор был установлен на заданной высоте над высокопроницаемым газонасыщенным коллектором, что позволило предотвратить газопроявление. Необходимости в доливе суспензии плавающего гидравлического затвора не было.
Благодаря гидрофобности указанной суспензии плавающего гидравлического затвора и ее низкой фильтрации (водоотдачи) осыпей и обвалообразований стенок скважины в интервале установки плавающего гидравлического затвора не происходило.
К тому же способ проводки осуществлялся без использования дополнительного технологического оборудования.
Результаты проводки данной скважины до проектной отметки без осложнений свидетельствуют об эффективности заявляемого способа.
Формула изобретения
1. Способ проводки скважины в высокопроницаемых газонасыщенных коллекторах, включающий герметизацию устья скважины, разрушение породы с прямой промывкой промывочной жидкостью по колонне бурильных труб и удалением выбуренной породы на дневную поверхность, фиксацию моментов падения устьевого давления и отсутствия выхода промывочной жидкости на устье скважины, обуславливающих разрушение породы с ее удалением в указанный коллектор, замену промывочной жидкости на промывочную жидкость с малым содержанием твердой фазы и одновременно формирование плавающего гидравлического затвора над кровлей высокопроницаемого газонасыщенного коллектора путем закачивания в заколонное пространство суспензии плотностью меньше 1000 кг/м3, содержащей жидкую фазу и наполнитель, отличающийся тем, что высоту плавающего гидравлического затвора определяют по формуле
где Н3 - высота плавающего гидравлического затвора, м;
Рпл - давление в высокопроницаемом газонасыщенном коллекторе, МПа;
К - коэффициент превышения гидростатического давления в скважине над давлением в высокопроницаемом газонасыщенном коллекторе, равный 1,04-1,15;
Р - градиент прорыва газа через плавающий гидравлический затвор, равный 0,005-0,011 МПа/м по данным экспериментальных исследований,
а плотность плавающего гидравлического затвора определяют по формуле
где 3 - плотность плавающего гидравлического затвора, кг/м3;
ж - плотность жидкости в скважине с установившимся уровнем после поглощения, кг/м3;
Нк - глубина залегания высокопроницаемого газонасыщенного коллектора (кровля), м;
h - уровень жидкости в скважине, установившийся после поглощения, м,
при этом в качестве жидкой фазы суспензии используют обратную углеводородно-водную эмульсию с вязкостью 150-300 мПа·с, а в качестве наполнителя - газонаполненные микросферы или вспученный вермикулит, причем массовую часть указанной эмульсии, приходящуюся на одну массовую часть указанного наполнителя, определяют по формуле
,
где m3 - массовая часть обратной углеводородно-водной эмульсии, приходящаяся на 1 мас.ч. наполнителя;
э - плотность указанной эмульсии, кг/м3 ;
н - плотность наполнителя, кг/м3.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в случае извлечения колонны бурильных труб из скважины производят технологические остановки после каждой регламентированной величины объема поднимаемых бурильных труб на время, достаточное для стабилизации уровня жидкости в скважине.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве обратной углеводородно-водной эмульсии используют состав, маc.%:
Углеводородная жидкость 15-25
Жирные кислоты, или их соли, или их кубовые остатки 0,5-1,5
Хлорид кальция 1,0-2,0
Вода Остальное
