Способ раннего обнаружения газопроявлений при бурении горизонтальных стволов в условиях сильнотрещиноватого кавернозного карбонатного коллектора

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких скважин, добычи нефти и газа, в частности, к способам раннего обнаружения газопроявлений при бурении горизонтальных стволов. При осуществлении способа устанавливают в межтрубном пространстве скважины датчик забойного давления, производят наблюдение за забойным давлением в условиях полного поглощения бурового раствора. При увеличении забойного давления более чем на 0,5 МПа устанавливают событие начала выхода газа из пласта в горизонтальный ствол. Сокращаются временные затраты при ликвидации газопроявлений, повышается техника безопасности. 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких скважин, добычи нефти и газа, в частности к способам раннего обнаружения газопроявлений при бурении горизонтальных стволов.

Основной проблемой первичного вскрытия горизонтальным бурением карбонатных пластов с кавернозно-трещинным типом коллектора является крайне высокая проницаемость трещинной системы и крайне малый диапазон предельно допустимых давлений начала поглощения и начала проявления (или их градиентов). На практике это выражается резким переходом циркуляционной системы (пласт - скважина) из состояния поглощения бурового раствора в состояние газопроявления.

Способ включает раннее определение начала газопроявления с помощью фиксирования данных по увеличению забойного давления. Данный нестандартный признак характерен для бурения горизонтальных стволов в условиях высокого давления насыщения газом нефти, высокого газового фактора в пластовой нефти либо газового насыщения пласта.

Наиболее близким способом раннего определения газопроявлений является способ, основывающийся на прямых и косвенных признаках обнаружения газопроявлений [SU 1461890 А1, 1989 г. Среднеазиатский Научно-Исследовательский Институт Природного Газа. Способ раннего обнаружения газопроявления при бурении скважин (Прототип)]. Данные признаки включают в себя общеизвестные прямые признаки (увеличение объемов бурового раствора в приемных емкостях, увеличение газового фактора, перелив из скважины при остановке циркуляции т.д.) и косвенные (увеличение механической скорости, падение давления на стояке (на насосах) и т.д.). Падение забойного давления также является по прототипу косвенным признаком газопроявлений.

Недостатком данного способа является невозможность раннего обнаружения газопроявлений при бурении горизонтальных стволов в условиях частичных и полных поглощений бурового раствора. Вышеперечисленные признаки начинают проявлять себя, в основном, при выходе пачек газа из горизонтального участка в вертикальный. При этом невозможно провести комплекс предупреждающих мер. Необходимо проведение длительных мероприятий по ликвидации газопроявлений, что ведет к увеличению сроков строительства и стоимости скважин.

Задачей предлагаемого изобретения является раннее определение поступления газа из пласта в горизонтальный ствол скважины с целью немедленного проведения мероприятий по ликвидации газопроявления.

Технический результат - сокращение затрат времени и материалов при строительстве скважины, повышение техники безопасности.

Технический результат достигается предлагаемым способом раннего обнаружения газопроявлений при бурении горизонтальных стволов в условиях сильнотрещиноватого кавернозного карбонатного коллектора, характеризующимся тем, что устанавливают в межтрубном пространстве скважины датчик забойного давления, осуществляют наблюдение за забойным давлением в условиях полного поглощения бурового раствора, при увеличении забойного давления более чем на 0,5 МПа устанавливают событие начала выхода газа из пласта в горизонтальный ствол.

При бурении скважин в интервале горизонтального ствола в условиях полного поглощения первым признаком газопроявлений (поступления газовой пачки в горизонтальный ствол) является увеличение забойного давления (согласно показаниям датчика забойного давления). Начало падения забойного давления свидетельствует о выходе газовой пачки в наклонную часть ствола.

Меры по предотвращению газопроявлений необходимо начинать незамедлительно после повышения забойного давления. При ликвидации газопроявлений в условиях полного или частичного поглощения бурового раствора необходимо производить закачку бурового раствора в затрубное пространство на поглощение для оттеснения газа (от 2-4 и более объемов циркуляции затрубного пространства до снижения давления на насосах до рабочих значений при бурении с полным поглощением).

Повышение забойного давления при поступлении газовой пачки в горизонтальный ствол поглощающей скважины обуславливается увеличением пластической вязкости и динамического напряжения сдвига (при движении и смешении бурового раствора и пластового газа).

При бурении скважин в условиях полного поглощения в сильнотрещиноватых карбонатных коллекторах (например, рифей) в целях предупреждения проявлений необходимо вести непрерывный долив скважины буровым раствором в затрубное пространство (3-4 л/с).

ПРИМЕР

В качестве примера рассмотрим процесс бурения эксплуатационных скважин с горизонтальным окончанием по сильнотрещиноватым кавернозным карбонатным коллекторам рифея. Бурение горизонтальных стволов по данным коллекторам практически всегда характеризуется частичным, а чаще полным поглощением бурового раствора. При бурении с полным поглощением динамический уровень бурового раствора устанавливается ниже устья скважины. Замеренные величины динамического уровня при бурении горизонтальных участков эксплуатационных скважин находятся на отметках ниже отметок статических уровней, когда скважина находится на равновесии (величина пластового давления равна величине гидростатического давления бурового раствора). То есть при бурении с полным поглощением гидростатическое давление столба бурового раствора по затрубному пространству (между бурильной колонной и стекой скважины/обсадной колонны) меньше пластового давления. Этот факт объясняется «эффектом» инерции при проведении бурения с полным поглощением бурового раствора. В таких условиях при остановке процесса бурения наступают все условия для поступления пластового флюида в ствол скважины (в данном случае попутного растворенного газа) и возникновения газопроявлений.

Гидродинамическая система «скважина - пласт» при бурении горизонтального ствола по технологии бурения с регулируемым давлением в данных горно-геологических условиях не может находиться в равновесии (рис. 1). Начиная с определенной длины вскрытого бурением горизонтального участка, скважина поглощает и проявляет одновременно.

Рассмотрим фактические данные, полученные со скважин, на которых возникали газопроявления. На одной из скважин, пробуренных по газовой части рифея, с 25 метра горизонтального ствола наблюдалось частичное поглощение бурового раствора интенсивностью от 15 до 20 м3/ч, а с 65 метра - полное поглощение бурового раствора без выхода циркуляции (рис. 2). Были предприняты попытки ликвидации поглощения путем закачки кольматационных пачек. Со 115 метра было продолжено бурение на поглощение.

После бурения (34 мин - 3,5 м проходки) на скважине велось приготовление бурового раствора. В этот момент осуществлялся периодический долив скважины буровым раствором в затрубное пространство для поддержания значений гидростатического давления выше пластового (долив осуществлялся порционно, выхода бурового раствора по затрубу не фиксировалось вследствие полного поглощения). Далее бурение было продолжено (17 м проходки). Далее было зафиксировано проявление (перелив бурового раствора). По затрубному пространству было прокачено 47 м3 на поглощение при закрытом превенторе, при этом объем затрубного пространства скважины составлял около 30 м3. Все это время датчик фиксировал значения давлений на забое скважины в затрубном пространстве. После непродолжительного подъема было зафиксировано проявление (перелив бурового раствора).

На рис. 2 видно, что последние 20,5 м проходки по горизонтальному стволу можно разделить на два участка. Первый участок - это начальные 5 м, где значения эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП) варьировались возле отметки 1,01-1,02 г/см3, и второй участок - 15,5 м, где значения ЭЦП резко повысились и находились на отметке 1,08-1,09 г/см3, при этом полное поглощение при бурении продолжалось. Данное повышение, по мнению авторов, вызвано поступлением газовой пачки в ствол скважины и его движением в интервале горизонтального ствола по направлению к устью. Дело в том, что при поступлении газовой пачки в ствол скважины плотность смеси бурового раствора (либо составного столба) падает, а пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига растет. Данный факт и характеризует увеличение давления в затрубном пространстве при полном поглощении бурового раствора. При этом даже после задавки полутора объемов циркуляции бурового раствора по затрубному пространству на поглощение значения ЭЦП не изменились. Это значило, что газ из ствола скважины не задавлен обратно в пласт и продолжает свою миграцию по стволу к устью скважины. Работы по задавке бурового раствора необходимо было продолжить.

Таким образом, при наличии датчика забойного давления в компоновке бурильного инструмента возможно определение момента поступления пачек газа в ствол скважины.

Давление на насосах также можно считать показателем изменения забойных давлений, в том числе забойного давления при неизменных режимах и условиях закачки и отсутствии неисправности оборудования.

При раннем обнаружении газопроявлений проводят комплекс мероприятий по ликвидации газопроявления путем закачки на поглощение бурового раствора по затрубному пространству скважины

Способ раннего обнаружения газопроявлений при бурении горизонтальных стволов в условиях сильнотрещиноватого кавернозного карбонатного коллектора, характеризующийся тем, что устанавливают в межтрубном пространстве скважины датчик забойного давления, осуществляют наблюдение за забойным давлением в условиях полного поглощения бурового раствора, при увеличении забойного давления более чем на 0,5 МПа устанавливают событие начала выхода газа из пласта в горизонтальный ствол.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области исследования буровых скважин и, в частности, к средствам для комплексного измерения параметров скважинной жидкости. Технический результат - расширение функциональных возможностей установленного совместно с погружным насосом погружного приборного модуля с датчиками параметров состояния скважины за счет возможности более точных измерений.

Группа изобретений относится к буровым работам, а в частности к распределенным подземным способам измерений. Способ мониторинга скважинных показателей в буровой скважине, проходящей через формацию, включает размещение в буровой скважине колонны соединенных труб, формирующей скважинную электромагнитную цепь, обеспечивающую создание электромагнитного сигнального канала между множеством датчиков в колонне соединенных труб.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей области, в частности к добыче углеводородов из скважин малого диаметра с помощью погружных установок электроцентробежных насосов, оснащенных термоманометрической системой (ТМС).

Изобретение относится к области горного дела, в частности к добыче нефти, и может быть использовано для добычи флюида из двух пластов скважины. Установка содержит устанавливаемые в обсадной трубе колонну лифтовых труб, устьевую арматуру и две секции, монтируемые в обсадной трубе с помощью стыковочного узла.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых и газоконденсатных месторождений. Способ включает проведение стандартных газодинамических исследований скважин на стандартных режимах фильтрации с построением зависимости устьевых параметров (давления и температуры) и давления на забое скважины от расхода газа, контроль соответствия величины фиксируемых в процессе эксплуатации устьевых параметров величине параметров, определяемой зависимостью, построенной по результатам газодинамических исследований (ГДИ) при текущем расходе газа.

Изобретение относится к термометрии, а именно к полевому определению температуры грунтов, где требуется получить конкретные данные о температуре мерзлых, промерзающих и протаивающих грунтов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи посредством тепловых методов, в частности, при организации внутри пластового горения (ВПГ).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при основании и эксплуатации месторождений, расположенных в зоне распространения многолетне-мерзлых пород.

Изобретение относится к испытанию пласта при бурении с контролем давления. Техническим результатом является повышение эффективности испытания пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения интервалов заколонного перетока жидкости из пластов, перекрытых насосно-компрессорными трубами.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к системам управления в скважине с использованием винтовых забойных двигателей. Система содержит утяжеленную бурильную трубу, гильзу статора, установленную с возможностью вращения в утяжеленной бурильной трубе, ротор, установленный с возможностью вращения в гильзе статора, причем вращение ротора относительно гильзы статора имеет корреляцию с объемным расходом текучей среды, проходящей между ротором и гильзой статора, причем ротор закреплен для предотвращения планетарных перемещений так, что его ось является фиксированной относительно утяжеленной бурильной трубы во время его вращения относительно утяжеленной бурильной трубы.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к уменьшению поршневых эффектов в скважине. При осуществлении способа уменьшения нежелательных изменений давления в скважине из-за перемещения скважинной инструментальной колонны включает выборочное уменьшение и увеличение связи по текучей среде между секциями скважины на противоположных сторонах скважинного инструмента в скважинной инструментальной колонне.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к оборудованию и работам в процессе бурения скважин с регулированием давления. При осуществлении способа определяют требуемое установочное значение давления в скважине, прибавляют к установочному значению поправку, если фактическое давление в скважине отклоняется от установочной величины на заданную величину, и регулируют устройство управления расходом так, чтобы приблизить фактическое давление в скважине к установочному значению с учетом поправки.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам первичного вскрытия горизонтальными скважинами продуктивных пластов с углеводородным насыщением.

Группа изобретений относится к средствам управления давлением и потоком при буровых работах. Техническим результатом является повышение точности управления давлением в стволе скважины.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к регулированию давления бурового раствора в кольцевом пространстве скважины. Система и способ включают в себя перекачку бурового раствора через бурильную колонну, спущенную в ствол скважины, проходящий под дном водоема, выпуск из низа бурильной колонны и в кольцевое пространство ствола скважины.

Изобретение относится к бурению скважины и может найти применение при контроле циркуляционной системы. Способ основан на измерении изменения сигнала датчика, учитывающего выходной поток промывочной жидкости, протекающий через желоб, который выполняют в виде двух шарнирно соединенных между собой частей - подвижной и неподвижной, измеряют силу, создаваемую весом промывочной жидкости, протекающей по подвижному концу желоба, установленным под его днищем датчиком силы, преобразующим силу в электрический сигнал по алгоритму.

Группа изобретений относится к нефдегазодобывающей отрасли и может быть использована в операциях, выполняемых в подземных скважинах при бурении. Система включает гидроаккумулятор, сообщающийся со стволом скважины, при этом гидроаккумулятор подает давление в ствол скважины, штуцер, который дросселирует с регулированием давления поток текучей среды из ствола скважины.

Изобретение относится к технологии управления давлением в стволе скважины. Техническим результатом является возможность обеспечить давление в стволе скважины в любое время.

Группа изобретений относится к способам и системам управления потоком флюида в скважине. Система содержит флюидный модуль (150) с основным протоком (152), клапаном (162) и мостовой сетью.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к циркуляции буровой текучей среды при вскрытии пласта или заканчивании скважин. Прибор содержит корпус, выполненный с возможностью его присоединения к бурильной колонне и определяющий канал потока текучей среды, рукав, расположенный с возможностью поворота вокруг корпуса прибора и содержащий один или большее количество захватных элементов на наружном участке рукава, которые выполнены с возможностью захвата стенки ствола скважины, приводной вал, проходящий через корпус прибора и содержащий центральную шестерню, по меньшей мере одну приводную шестерню, прикрепленную с возможностью поворота к рукаву и выполненную с возможностью нахождения в зацеплении с внутренним участком рукава и с центральной шестерней, насосный механизм, прикрепленный к приводному валу для приема энергии, передаваемой вращением приводного вала. Насос выполнен с возможностью увеличения давления текучей среды в пределах канала потока. Обеспечивается удовлетворительная очистка ствола скважины. 4 н. и 16 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких скважин, добычи нефти и газа, в частности, к способам раннего обнаружения газопроявлений при бурении горизонтальных стволов. При осуществлении способа устанавливают в межтрубном пространстве скважины датчик забойного давления, производят наблюдение за забойным давлением в условиях полного поглощения бурового раствора. При увеличении забойного давления более чем на 0,5 МПа устанавливают событие начала выхода газа из пласта в горизонтальный ствол. Сокращаются временные затраты при ликвидации газопроявлений, повышается техника безопасности. 2 ил.

Наверх