Способ определения пластового давления

 

Союз Советск ни

Социалистических

Республик

Оп ИСАНИЕ изовгитения

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ ((()922271 (61) Дополнительное к авт. свнд-ву (22) Заявлено 05. 08. 80 (21) 2971367/22-03 с присоединением заявки М " (23) Приоритет

Опублкковаио 23.04.82. Бюллетень №15

Дата опубликования описания 23. 04, 82 (5I)M. Кл.

Е 21 В 47/06

Гооудерствсииый комитет

СССР ао делам изобретеиий и открытий (53) УДК622,24 (088. 8) (72) Авторы изобретения

P.T.EãàHÿHö и Г.Г.Панченко

Туркменский государственный научно-и и проектный институт нефтяной и (71) Заявитель (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

Изобретение относится к горному делу, преимущественно к нефтяной и газовой промышленности, и может быть использовано в период строительства скважинь(для определения пластового давления, а также для определения других, связанных с пластовым давлением, параметров - репрессии столба бурового раствора, гидродинамических и других характеристик исследуемого интервала разреза. ю

Известен способ определения плаа- тового давления в процессе бурения скважины с помощью комплекта испытательного инструмента, спускаемого в скважину на бурильных. трубах (КИИ)(13. I$

Указанный способ включает операции подготовки ствола скважины к ис" пытанию, подъема буровой колонны, разборки породораэрушающего инстру

20 мента, проведения электрометрических работ для оценки коллекторов в качестве ствола, сборки комплекта испытательного инструмента, спуска его в скважину на бурильных трубах, долива полости буровой колонны над испытателем для обеспечения требуемой депресси, разобщения исследуемого интервала с кольцевым пространством скважины посредством пакера, сообщения подпакерной зоны с полостью буровой колонны через испытатель, регистрации и восстановления давления глубинными приборами. Информация в пластовом давлении в этом случае может быть получена только после подъема и расшифровки диаграмм глубинных приборов., Известен также способ определения пластового давления испытателями в вентилируемой (проточной) компановке (ВИКТ) (21.

Известный способ предполагает спуск компановки ВИКТ, сопровождающийся самозаполнением полости труб буровым раствором через канал испытателя.

3 922271

Способ включает создание изаыточ- ного давления в трубах на устье за счет замены бурового раствора в полости буровой колонны агентом меньшей плотности, например водой, разоб- щение кольцевого пространства скважины от испытуемого интервала с помощью пакера, понижение давления на испытуемый интервал стравливанием избыточного давления в трубах на устье в любом требуемом режиме, регистра цию притока и восстановление давления по наблюдениям на устье.

В этом случае полость буровой колонны используется для оперативного воздействия на испытуемый интервал с поверхности и служат гидравличес" ким каналом связи между испытуемым интервалом и поверхностью, что позволяет определять репрессию на пласт, 20 пластовое давление и ряд других параметров в оперативном порядке, до

Г подъема испытателя с глубинными приборами.

При проводке скважин в сложных горно-геологических условиях, особенно в районах с аномально-высоким давлением, для эффективного планирования техн погии бурения требуется контролировать в оперативном поряд- 30 ке величины фактических пластовых 1 давлений. Известные способы опреде пения пластовых давлений и репрессии на пласт обладают с этих позиций рядом существенных недостатков. 35

Известные способы требуют применения специального комплекта испытательного инструмента (КИИ или ВИКТ) > сложного по устройству и обслуживаемого в настоящее время специализи- 4р рованными геофизическими службами.

Известные способы предъявляют жесткие требования к качеству ствола и состоянию скважины (ввиду ограниченных зазоров между стенкой сква" жины и пакером), в связи -с чем перед спуском КИИ требуется специальная подготовка скважины - проработ" ка для ликвидации сужений ствола, промывка скважины от осыпей и шлама, ц выбор и привязка площадок для пакеровки с проведением геофизических работ и т.п.

Известные способы требуют подъема буpoBQH колонны с породораэрушающим инструментом и прекращения технологического процесса углубления скважины на длительное время (до 3- сут), Известные способы не могут быть применены в стволах большого диаметра (269 мм и более) из-за большой гидра влической на груз ки на паке р и опорный узел при создании перепадов давления на пакере. В настоящее время выход из положения находят в эабуривании для целей испытания опе режающего ствола меньшего диаметра, что требует дополнительных затрат времени на его бурение и последующую расширку.

Известные способы требуют четкого взаимодействия трех служб, буровой, геофизической и тампонажной, действия которых должны быть скоординированы по времени, по техническим возможностям оборудования и квалификационному уровню исполнителей, что само по себе представляет достаточно сложную задачу.

Цель изобретения - упрощение и сокращение сроков определения пластового давления. указанная цель достигается тем, что согласно способу определения пластового давления, включающему вызов притока пластового флюида из испытуемого пласта путем замены бурового раствора агентом меньшей плотности с последующей регистрацией восстановления давления, герметизируют кольцевое пространство скважины, замену бурового раствора агентом меньшей плотности осуществляют в кольцевом пространстве, определяют избыточное давление, после чего разобщают полости скважины и буровой колонны, а пластовое давление определяют исходя из следующего соотношения:

Phh =О,О1уН-Гю+РВо,, НПа, где у - удельный вес бурового раствора, Т/и

3.

H - глубина кровли пласта от устья, м;

P - давление в кольцевом проМ стран стве на устье после замены бурового раствора на агент меньшей плотности, ИПа;

РВОВ - восстановленное .давление на устье кольцевого пространства после вызова при тока, МПа.

Замена бурового раствора агентом меньшей плотности в кольцевом пространстве скважины, герметизированном на устье, разобщение полости скважи271 G давление Р> в кольце перед посадкой клапана на седло.

Разрядкой кольцевого пространства понижают давление в скважине, при этом отсекатель потока разобщает полости скважины в буровой колонне, предупреждая переток бурового раствора и передачу гидростатического давления из полости буровой колонны в полость кольцевого пространства.

Регистрируют появление притока из пласта в кольцевое пространство по наблюдениям на устье, при появлении притока (возбуждении пласта) закрыва- ют выкидную задвижку и регистрируют восстановление давления в кольце, фиксируют восстановленное давление

Р 0 или получают его обработкой кривой восстановления давления.

Определяют репрессию (дифференциальное давление) в системе скважинапласт по формуле

Определяют значение пластового давления по формуле

О, 01 Н- Рдифф, ИПа, где f - плотность раствора, т/м

Н вЂ” глубина кровли пласта от устья, м.

По окончании процесса определения пластового давления создают избыточное давление в буровой колонне для разрушения диафрагмы клапана отсекателя, закачкой бурового раствора в трубы вытесняют из кольцевого пространства агент меньшей плотности, а также принятые в скважину иэ пласта флюиды; при этом в кольцевом пространстве на устье известными приемами регулируют избыточное давление, чтобы предупредить безконтрольный приток из пласта; затем раагерметизируют кольцевое пространство, вносят коррективы в технологический процесс на основе полученной информации и продолжают работы по углублению скважины.

В реализации способа возможно несколько, модификаций, целесообраз" ность применения той или иной иэ которых диктуется горно-геологическими условиями, характеристиками оборудования и состоянием скважины. Например, агент меньшей плотности можно располагать в любой части кольце" вого пространства скважины, а зависимости от требуемой эпюры воздействия на испытуемый интервал; регистрацию .притока и восстановления

5 922 ны от полости буровой колонны и управление процессом определения пластового давления через канал кольцевого пространства скважины позволяют исключить операции по предварительной подготовке и оценке состояния ствола скважины, выбора площадок для установки пакера, исключает также применение комплекта испытательного инструмента, позволяет выполнять on- 10 ределение пластового давления без подъема буровой колонны на дневную поверхность, упрощает организацию процесса определения, так как отпада-. ет необходимость в использовании, а следовательно, и в организации взаимодействия тампонажной и геофизической служб, позволяет выполнять определение пластового давления в стволах скважин диаметром более 269 мм, для которых испытательный инструмент промышленностью не выпускаются (предельный диаметр выпускаемых по особым заказам пакеров большого размера -равен 245 мм), сокращает перерывы 2s в технологическом цикле бурения и затраты времени на определение пластового давления до 3-b ч вместо 35 сут при использовании известных способов.

Определение пластового давления осуществляется следующим образом.

В состав нижней части буровой колонны при ее сборке заблаговременно включают посадочное седло.

По достижению требуемого забоя, после вскрытия объекта испытания или в любой нужный момент времени, углубление скважины прерывают, приподнимают долото над забоем, кольцевое, пространство скважины герметизируют на устье.

В кольцевое пространство обратной циркуляцией закачивают агент меньшей плотности, чем буровой раствор (например воду, облегченный раствор и т.п.)> при этом раствор, вытесняемый из скважины через буровую колонну отбирается в мерники буровой ус" тановки, а в кольцевом пространстве на устье за счет разницы плотностей бурового раствора и закачиваемого агента возникает избыточное давление.

По достижении необходимой величи ны избыточного давления, в буровую

55 колонну сбрасывают отсекатель потока, например клапан диафрагменного типа, фиксируют избыточное устьевое

7 922271 8 давления, кроме прямых наблюдений на лению пластового давления затрачено устье,. можно осуществлять с помощью 4 ч, На основе полученных данных вы" блока глубинных приборов, устанавли- явлена возможность при дальнейшем ваемых в буровой колонне предваритель. углублении скважины понизить диффено или сбрасываемых (спускаемых íà 1 ренциальное давление до 1,0-1,5 МПа тросе) на период испытания вместе с и плотность бурового раствора до клапаном - отсекателем потока; отсе- 1,30+1,32 т/м соответственно, что катель потока в сборе мо><но устанав- обеспечило повышение механической ливать в буровой колонке в процессе скорости бурения на 50,. ее спуска, например, при наличии в 10 Операции по определению пластотрубках кабельного токоподвода, пре- вого давления по мере углубления пятствующего доставке отсекателя. скважины 1083 до проектной отметки . Пример 1. Скважина 1083 3684 м производились 4 раза, что

Котур-Тепе. Плотность бурового раст- позволило закончить скважину при обвора 1,43 т/м . Ствол диаметром 15 щих показателях, на 304 превышающих

0,22 м. Электробурение, трубы буриль- рекордные, достигнутые ранее на этой ные с токоподводом, определение плас- площади. тового давления серийными испытателя- Пример 2. Скважина 25 Монми исключено ввиду набухания резино- жуклы. Ствол диаметром 394 мм обсавой изоляции токоподвода в газонефтя- zo жен до глубины 800 м. Прогноз пласной среде, Башмак промежуточной об- товых давлений по разрезу не.имел садной колонны на глубине, 2409 м, требуемой надежности ввиду сг ного

После углубления до отметки 2457 м геологического строения площади., по в очередном рейсе на забой в нижней достижению отметки 1125 м зарегистчасти буровой колонны под кабельными zS рированы косвенные признаки, указытрубами установили отсекатель потока вающие на вскрытие пласта с аномальв сборе, спустили буровую колонну до но-высоким давлением, однако измереглубины 2400 м, закрыли превентер, ние пластового давления известными обратной цир. уляцией в кольцевое способами было исключено ввиду отпространство закачали 32 м воды до щ сутствия испытательного инструмента статического избыточного давления на для ствола диаметром 394 мм. Примеустье Р -— 5,5 МПа; открыли выкидную няли предлагаемый способ. Закрыли задвижку, давление в кольцевом про- превентер, закачали в кольцевое пространстве понизили до 0,8 МПа, после странство воду до статического избычего зарегистрировали приток, эакры- точного давления P> =-1,65 МПа, сброли задвижку, в течение 10 мин давле- сили в буровую колонну клапан-отсение восстановилось до 1,2 МПа, заре- катель (посадочное седло было включегистрировано Р =1,2 НПа. Повторили но в состав буровой колонны заранее), операцию - приняли из пласта приток При разрядке давления в кольцевом в 2 м в течение 4-х мин, затем вы- 40 пространстве до 0,2 МПа зарегистриполнили второй закрытый период, в те- . ровали Р . =0,6 МПа. Определили дифчение 15 мин давление на устье воз- ференциальное давление gP+„<» =1,65росло от 0 до 1,2 МПа, при дальней- 0,6=1,05 МПа и пластовое давление аем наблюдении не изменялось. Повтор- Р„, =0,01 1,42<1125-1,05=14,93 МПа. но зарегистрировано Р >с =-1,2 МПа. Срезали диафрагму отсекателя,прямой

Определили дифференциальное дав- промывкой вытеснили буровым растволение в системе скважина-пласт, ром воду из кол ьцевого прост ран ст ва

dPg« 5,5-1 2=4,3 МПа. и продолжили углубление скважины.

Определили пластовое давление Р = На определение пластового давления

=0,0 1 х 1, 43 х 2430-4,3=30,4 МПа для затрачено 3 ч. отметки 2430 м, соответствующей кров- Апробирование предлагаемого споле вскрытого пласта. соба осуществлено на 12 объектах

Избыточным давлением 10 МПа в бу- объединения "Туркменнефть", характеровой колонне срезали диафрагму отсе- ризующихся различными геолого-техникателя потока и прямой промывкой при ческими условиями, в интервалах глуИ постепенном понижении противодавле- бин от 800 до 4800 м. ния в кольце на устье с 1,5-2,0 МПа Технико-экономический эффект от до 0 вытеснили воду из скважины бу- использования способа возникает эа ровым раствором. На работы по опреде- счет исключения операции по специ922271

Составитель M ..Тупысев

Редактор О.Половка Техред С. Мигунова Корректор М.Пожо

Заказ 2530/40 Тираж 624 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, 8-35, Раушская наб., д.4/5

Филиал ППП "Патент", г.ужгород, ул.Проектная, 4 альной подготовке ствола скважины; проведения электрометрических работ для оценки состояния ствола скважины и выбора площадок для установки пакера, а также привязки площадок к мере буровой колонны; комплекта взаимодействия буровой, тампонажной и геофизической службы.

Предлагаемый способ позволяет проводить работы по определению плас- 10

;тового давления без подъема бурового инструмента на дневную поверхность, в скважинах любого диаметра ствола и ведет к сокращению времени на выполнение процесса определения. пластового давления с 3-5 сут до 3-6 ч.

В объединении "Туркменнефть" ежегодно для целей оптимизации технологических процессов строительства скважин выполняется известными способами 70-80 операций определения пластового давления в процессе бурения испытателями на трубах. Предла- 25 гаемый способ в сравнении с известным обеспечивает эффективность от 2 до 5 тыс.руб. на операцию в зависимости от глубины скважины; кроме того, обеспечивает расширение объе- зр мов работ по определению пластовых давлений для технологических нужд до

120-150 операций в год; ожидаемый экономический эффект по объединению

"Туркменнефтьн оценивается в 400450 тыс.руб. в год. Описываемый способ не требует дополнительных капвложений на внедрение и может найти широкое применение в других районах страны, характеризующихся аномально- 4> высоким давлением в недрах и сложным горно-геологическим строением (Азербайджан, Северный Кавказ, Днепровско-Донецкая впадина, Средняя Азия, Салымское месторождение Западной Сибири).

10 формула изобретения

Способ определения пластового давления в процессе бурения пластов с аномально-высокими пластовыми давлениями, включающий вызов притока пластового флюида из испытуемого пласта путем замены бурового раствора агентом меньшей плотности с последующей регистрацией восстановления давления, отличающийся тем, что, с целью упрощения и сокращения сроков процесса определения, герметизируют кольцевое пространство скважины, замену бурового раствора агентом меньшей плотности осуществляют в кольцевом пространстве, определяют избыточное давление, после чего разобщает полости скважины и буровой колонны, а пластовое давление определяют исходя из следующего соотношения:

Р„, =0,01уН-Р>+Рвос Mfla где 1г- — удельный вес бурового раствора, т/м ;

Н - глубина кровли пласта от устья, м;

P> — восстановленное давление на устье кольцевого пространства после вызова притока, МПа;

P - давление в кольцевом

Х пространстве на устье, МПа, Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

Под ред. Мищевича В.И,, Сидорова Н.Л. Справочник инженера по бурению. М,, "Недра", 1973, T.11i с.283-286.

2.Грицай В.А., Панченко Г.Г. Технологические средства и технология испытания объектов с аномально-высоким давлением в процессе бурения.Вопросы развития нефтегазодобывающей промышленности Туркменистана. Ашхабад, 1974, с.137-141.