Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в зонах поглощения при бурении скважин. Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин включает остановку бурения после вскрытия зоны поглощения, не позволяющей дальнейшее углубление скважины, промывку скважины с расходом жидкости, достаточным для вымыва породы из зоны поглощения, введение в зону поглощения кольматирующего состава в виде тампонирующего раствора с кольматирующим наполнителем с учетом давления закачки. После вскрытия зоны поглощения производят определение интенсивности поглощения промывочной жидкости и статический уровень в скважине, приподнимают рабочую компоновку выше кровли поглощающего пласта на расстояние статического уровня, производят приготовление суспензии вязкого кольматирующего состава с мелкодисперсным наполнителем с размером частиц до 10 мм, производят закачку по пространству между буровым инструментом и стенкой скважины, не извлекая буровой инструмент из скважины, не превышая давления гидроразрыва пород под предыдущей обсадной колонной. Первоначальный объем кольматирующего состава задавливают буферной жидкостью в зону поглощения с давлением не более допустимого. После технологической выдержки, достаточной для схватывания кольматирующего состава и/или осаждения кольматирующего наполнителя, определяют приемистость зоны нарушения, из которой определяют необходимый объем кольматирующего состава и его состав для продавки буферной жидкостью в зону поглощения. Последующие порции закачивают аналогичным образом до получения поглощения, позволяющего производить дальнейшие работы по бурению, после чего продолжают углубление скважины буровым инструментом. Технический результат заключается в возможности кольматации высоко приемистых зон поглощения закачкой порции бурового или цементного раствора с мелкофракционным наполнителем по пространству между буровым инструментом и стенкой скважины без извлечения бурового инструмента из скважины. 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в зонах поглощения при бурении скважин.

Известен способ изоляции зон водопритока в скважине (патент RU № 2504640, МПК Е21В 33/138, опубл. 20.01.2014. Бюл. № 2), включающий приготовление цементного раствора из цемента и пресной воды при водоцементном отношении В/Ц - 0,5 с плотностью в пределах 1800-1850 кг/м³, непрерывную подачу цементного раствора из цементосмесительной машины в чанок цементировочного агрегата ЦА-320М, последовательную закачку его в скважину и продавку в изолируемый интервал, причем после закачки в скважину цементного раствора в количестве 10% от суммарного объема в чанок цементировочного агрегата под струю цементного раствора дополнительно добавляют порции фиброволокна, первую порцию фиброволокна минимальной длиной 3 мм и минимальным количеством 1 кг на 1 м³ цементного раствора, при незначительном повышении давления закачки добавляют вторую, третью и четвертую порции фиброволокна с длинами 6, 12, 18 мм с количеством фиброволокна в порциях от 2 до 5 кг на 1 м³ цементного раствора до достижения давления, соответствующего 70-90% от допустимого давления на эксплуатационную колонну или на пласты, закачку прекращают, продавливают цементный раствор с фиброволокном технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины, в режиме пропитки порового пространства изолируемого пласта до получения предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну или на пласты, после чего остатки цементного раствора с фиброволокном вымывают обратной промывкой с противодавлением, равным 40-60% от допустимого давления при продавке, затем, не снижая давления, скважину закрывают и оставляют на время ожидания затвердевания цемента ОЗЦ.

Недостатками способа являются сложность и высокая цена использования из-за необходимости применения большого количества компонентов, смешиваемых в определенной пропорции и последовательности, и узкая область применения из-за невозможности использования в поглощающих интервалах скважины с 80-100% поглощением жидкости, так как на закачку порций цементного раствора и ОЗЦ останавливают только в случае роста давления, что может при сильном поглощении не случится.

Наиболее близким по технической сущности является способ изоляции зон поглощения при бурении скважин (патент RU № 2743123, МПК Е21В 33/138, E21B43/32, опубл. 15.02.2021. Бюл. № 5), включающий остановку бурения после вскрытия зоны поглощения, не позволяющей дальнейшее углубление скважины, извлечение бурового инструмента из скважины, спуск в скважину технологической колонны, через которую ведут закачку порциями в зону поглощения кольматирующего состава в виде тампонирующего раствора с кольматирующим наполнителем с учетом давления закачки, отличающийся тем, что перед закачкой производят промывку скважины с расходом жидкости, достаточным для вымыва породы из зоны поглощения, последующую замену устьевого насоса на бетононасос с повышенной пропускной способностью - винтовой насос, героторный насос или бетононасос БН-70Д, и определение необходимого размера экрана для изоляции зоны поглощения вокруг скважины, исходя из размера экрана и приемистости зоны поглощения, определяют первоначальный объем тампонирующего раствора с кольматирующим наполнителем, который выбирают из максимальной пропускной способности насоса и/или технологических труб, первоначальный объем кольматирующего состава задавливают буферной жидкостью в зону поглощения с давлением не более допустимого, исключающего нарушение целостность пород, вскрытых бурением, при необходимости остатки кольматирующего состава вымываются из скважины, после технологической выдержки, достаточной для схватывания кольматирующего состава и/или осаждения кольматирующего наполнителя, определяют приемистость зоны нарушения, из которой и размера экрана определяют необходимый объем кольматирующего состава и его состав для продавки буферной жидкостью в зону поглощения, последующие порции закачивают аналогичным образом до получения поглощения, позволяющего производить дальнейшие работы по бурению, после чего из скважины извлекают технологическую колонну и продолжают углубление скважины буровым инструментом.

Недостатками данного способа являются сложность реализации из-за необходимости замены устьевого насоса на бетононасос, определение необходимого размера экрана для изоляции зоны поглощения вокруг скважины и узкая область применения из-за сложности использования в изолируемом участке трещиновато-кавернозных и пористых сред.

Технической задачей предполагаемого изобретения расширение функциональных возможностей за счет возможности кольматации (проникновение частиц в породу) высоко приёмистых зон поглощения закачкой порций вязкого кольматирующего состава с мелкофракционным наполнителем по пространству между буровым инструментом и стенкой скважины без извлечения бурового инструмента из скважины.

Техническая задача решается способом изоляции зон поглощения при бурении скважин, включающий остановку бурения после вскрытия зоны поглощения, не позволяющей дальнейшее углубление скважины, промывку скважины с расходом жидкости, достаточным для вымыва породы из зоны поглощения, определение интенсивности поглощения промывочной жидкости и статический уровень в скважине, подъем рабочей компоновки выше кровли поглощающего пласта на расстояние статического уровня, приготовление и ввод в скважину по затрубному пространству порциями в зону поглощения кольматирующего состава с учетом давления закачки. Состав кольматирующего состава, размеры и вид кольматирующего наполнителя выбирают исходя из проницаемости зоны поглощения на основе лабораторных исследований или эмпирическим путем.

Новым является то, что перед закачкой производят вскрытие зоны поглощения, производят определение интенсивности поглощения промывочной жидкости и статический уровень в скважине, приподнимают рабочую компоновку выше кровли поглощающего пласта на расстояние статического уровня, производят приготовление суспензии вязкого кольматирующего состава с мелкодисперсным наполнителем с размером частиц до 10 мм, производят закачку по пространству между буровым инструментом и стенкой скважины не извлекая буровой инструмент из скважины, не превышая давления гидроразрыва пород под предыдущей обсадной колонной, первоначальный объем кольматирующего состава задавливают буферной жидкостью в зону поглощения с давлением не более допустимого, при необходимости остатки кольматирующего состава вымываются из скважины, после технологической выдержки, достаточной для схватывания кольматирующего состава и/или осаждения кольматирующего наполнителя, определяют приемистость зоны нарушения, из которой определяют необходимый объем кольматирующего состава и его состав для продавки буферной жидкостью в зону поглощения, последующие порции закачивают аналогичным образом до получения поглощения, позволяющего производить дальнейшие работы по бурению, после чего продолжают углубление скважины буровым инструментом.

Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин осуществляют в следующей последовательности. В ходе бурения скважины при вскрытии зоны поглощения наблюдается резкое падение давления закачки и возникает большая разница между закачиваемой жидкостью и поднимающейся на поверхность (определяется разницей в показаниях соответственно между входным и выходным расходомерами). Чтобы исключить аварийные ситуации, связанные с возможностью прихвата бурового инструмента (из-за отсутствия или слабой промывки ствола), производят вскрытие зоны поглощения, производят промывку скважины с вымывом из нее расходом жидкости породы в зоне поглощения, производят определение интенсивности поглощения промывочной жидкости и статический уровень в скважине, приподнимают буровой инструмент выше кровли поглощающего пласта на расстояние статического уровня, производят приготовление суспензии вязкого кольматирующего состава с мелкодисперсным наполнителем с размером частиц до 10мм.

На содержание кольматирующего состава и кольматирующий наполнитель авторы не претендуют, так как они известны из открытых источников (например, патент RU № 2018631, 2164586, 2293100, 2670298 и т.п.). Кольматирующий состав выбирают исходя величины и состава породы зоны поглощения (цементный раствор, гелевый водный состав, вода или т.п. с наполнителем).

Величину кольматирующего наполнителя выбирают из максимальной пропускной способности насоса и/или технологических труб для исключения получения непроходимости кольматирующего состава (получения пробки в насосе или в кольцевом пространстве между буровым инструментом и стенкой скважины. Состав кольматирующего состава, размеры и вид кольматирующего наполнителя выбирают исходя из проницаемости зоны поглощения на основе лабораторных исследований или эмпирическим путем (авторы на это не претендуют).

Первоначальный объем кольматирующего состава задавливают буферной жидкостью в зону поглощения с давлением, не превышающим давления гидроразрыва пород под предыдущей обсадной колонной. Если при допустимом давлении зона поглощения больше не принимает кольматирующий состав, его вымывают из кольцевого пространства скважины промывкой для исключения схватывания.

После чего скважину закрывают для технологической выдержки, достаточной для схватывания кольматирующего состава (отверждения клеевой основы, набухания гелевого наполнителя и/или т.п.) и/или осаждения кольматирующего наполнителя (древесных опилок, синтетического волокна, улюка, резиновой крошки и/или т.п.) для кольматации наиболее проницаемых участков для уменьшения проницаемости зоны поглощения.

Затем производят продавку буферной жидкостью в зону поглощения по кольцевому пространству между стенкой скважины и буровым инструментом. Последующие порции кольматирующего состава закачивают аналогичным образом до получения поглощения (для месторождений Республики Татарстан объем поглощения не должен превышать 0,1, от закачиваемого бурового раствора и/или коэффициент приемистости не более 0,4), позволяющего производить дальнейшие работы по дальнейшему бурению скважины.

Предлагаемый способ изоляции зон поглощения при бурении скважин позволяет расширить функциональные возможности за счет возможности кольматации высоко приёмистых зон поглощения закачкой кольматирующих составов порциями для изоляции высоко приёмистых участков зоны поглощения.

Пример конкретного выполнения

Бурят скважину глубиной 1589 м.

Исходные данные:

Продуктивный горизонт – средний фаменский подъярус.

Глубина спуска эксплуатационной колонны - 1589 м.

Альтитуда ротора – 261,8 м.

Направление диаметром 244,5 мм спущено на глубину 47,5 м и зацементировано до устья.

Кондуктор диаметром 168 мм спущен на глубину 314 м и зацементирован до устья.

Диаметр скважины 146 мм.

Бурение скважины в интервале 1050-1159 м. Проходка 109 м. Режим: Gдол=6-9. Расход – 18 л/сек. Давление – 180 атм. Обороты ротора 37 об/мин. Мкр=3-6 кНм. Скорость 34 м/ч. Циркуляция – 95 %.

Бурение скважины в интервале 1159-1287 м. Проходка 128 м. Скорость проходки снизилась до 25 м/ч. Циркуляция 65%.

Промывка скважины перед подъемом для изоляции зоны поглощения. Режим: Q=16-18л/с. P=160-180 атм. Циркуляция 65%.

Проведение гидродинамических исследований (ГДИ) при гл. 1287 м буровым насосом 8Т-650: Режимы: Рзак1=4 атм, Q1=36,6 м³/ч; Рзак2=7 атм, Q2=55,6 м³/ч. Коэффициент приемистости С=6,3.

Подъем бурового инструмента в интервале: 1287-1060 м (без затяжек).

Подготовительные работы к подготовке ствола скважины.

Приготовление суспензии комплексного реагента (ореховая скорлупа 1-3 мм - 0,5 т, сода кальцинированная - 0,025 т, реагент - 0,2 т, кольматант - 0,1 т, Ксантан - 0,020 т, смазочная добавка – 3 м³).

Закачка: буфер - 0,5 м³, суспензия – 200 кг/м³ – 2 м³ + пресная вода – 5 м³, кольматанты фракцией 0-0,3мм-600кг/м³ – 12 м³, продавка тех. вода (1,03 г/см³) в объёме - 8м³, Рнач. продавки – 10 атм, Р окончания продавки – 35 атм. Циркуляция - 100%. Кол-во реагентов: комплексный реагент - 0,2 т, кольматанты фракцией 0-0,3мм - 0,6 т, смазочная добавка – 3 м³, жидкость для приготовления высоковязкой композиции (тех. вода + смазочная добавка) – 13 м³, закрытие превентора. Закачка (не превышая 36 атм) суспензии, каждые 30 мин открывание ПВО и расхаживание инструмента.

Ожидание схватывания кольматирующего состава: 2 часа.

Определение приемистости цементировочным агрегатом ЦА-320 в V=3 м³, Р1=35 атм, Q1= 9,6 м³/ч; Р2=43 атм, Q2=12,8 м³/ч. Коэффициент приемистости С=0,4 (достаточный коэффициент для продолжения работ).

Спуск бурового инструмента в инт. 1060-1287 м, продолжение работ по углублению скважины.

Исходя из практики процент успешности работ по изоляции зон поглощения составил 99%, что как минимум на 16% выше, чем у аналогов. Чем больше поглощение, тем более эффектно работает предлагаемый способ.

Предлагаемый способ изоляции зон поглощения при бурении скважин позволяет расширить функциональные возможности за счет возможности кольматации высоко приемистых зон поглощения закачкой порции бурового или цементного раствора с мелкофракционным наполнителем по пространству между буровым инструментом и стенкой скважины без извлечения бурового инструмента из скважины.

Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин, включающий остановку бурения после вскрытия зоны поглощения, не позволяющей дальнейшее углубление скважины, промывку скважины с расходом жидкости, достаточным для вымыва породы из зоны поглощения, введение в зону поглощения кольматирующего состава в виде тампонирующего раствора с кольматирующим наполнителем с учетом давления закачки, отличающийся тем, что после вскрытия зоны поглощения производят определение интенсивности поглощения промывочной жидкости и статический уровень в скважине, приподнимают рабочую компоновку выше кровли поглощающего пласта на расстояние статического уровня, производят приготовление суспензии вязкого кольматирующего состава с мелкодисперсным наполнителем с размером частиц до 10 мм, производят закачку по пространству между буровым инструментом и стенкой скважины, не извлекая буровой инструмент из скважины, не превышая давления гидроразрыва пород под предыдущей обсадной колонной, первоначальный объем кольматирующего состава задавливают буферной жидкостью в зону поглощения с давлением не более допустимого, при необходимости остатки кольматирующего состава вымываются из скважины, после технологической выдержки, достаточной для схватывания кольматирующего состава и/или осаждения кольматирующего наполнителя, определяют приемистость зоны нарушения, из которой определяют необходимый объем кольматирующего состава и его состав для продавки буферной жидкостью в зону поглощения, последующие порции закачивают аналогичным образом до получения поглощения, позволяющего производить дальнейшие работы по бурению, после чего продолжают углубление скважины буровым инструментом.