способ изоляции поглощающих пластов

Формула изобретения

СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПОГЛОЩАЮЩИХ ПЛАСТОВ путем закачки в пласт тампонажного раствора в устья скважины через свободный конец бурильных труб с поддержанием постоянного давления на пласт, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности и надежности изоляции пласта путем создания условий качественного контроля за протеканием процесса изоляции, перед закачкой тампонажного раствора осуществляют замену промывочной жидкости на рабочую, закачку тампонажного раствора в поглощающий пласт осуществляют созданием давления на последний выше давления поглощения, после чего производят подъем бурильных труб на высоту выше уровня тампонажного раствора и увеличение гидростатического давления в стволе скважины осуществляют заменой рабочей жидкости на промывочную с большей плотностью, при этом контроль за изменением гидростатического давления осуществляют по изменению закачиваемого в скважину и выходящего на устье скважины растворов, а плотность рабочей жидкости и тампонажного раствора выбирают по давлению начала поглощения из условия превышения давления начала поглощения над гидростатическим давлением столбов жидкости и тампонажного раствора в бурильных трубах в момент начала выхода тампонажного раствора из бурильных труб в затрубное пространство.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к горной промышленности, в частности к методам ликвидации поглощений промывочной жидкости, не требующих создания устьевых давлений при выполнении работ по изоляции поглощающего пласта.

Наиболее близким по технической сущности предлагаемому является способ изоляции поглощающих пластов путем закачки в пласт тампонажного раствора с устья скважины через свободный конец бурильных труб с поддержанием постоянного давления на пласт [1].

Недостатком данного способа является то, что при изоляции поглощающих объектов в скважинах, устье которых не обвязано противовыбросовым оборудованием, или имеются дефекты обсадных колонн в устьевой части, герметизировать затрубное пространство нельзя, и следовательно, нельзя реализовать данный способ. Также недостатком данного способа является то, что контролировать процесс выхода тампонажного раствора из бурильных труб затруднительно, так как для этого необходимо использование специальных приспособлений (устройств), а из-за большого коэффициента сжимаемости воздуха (газа) расход газа на устье находится также в прямой зависимости от значений давлений в затрубном пространстве. При начале выхода тампонажного раствора из бурильных труб происходит сжатие системы "буровой раствор-воздух" в затрубном пространстве и распределении давления, причем рост устьевых давлений фиксируется позже, чем рост давления в зоне залегания поглощающего объекта. То есть происходит увеличение внутреннего давления в стволе, и в зависимости от количества составляющих системы может превысить давление начала поглощения. Таким образом, основное условие реализации данного изобретения а именно поддержание постоянного давления на поглощающий пласт, создать практически очень трудно.

Целью изобретения является повышение эффективности и надежности изоляции пласта за счет создания условий качественного контроля за протеканием процесса изоляции.

Достигается это тем, что, согласно способу изоляции поглощающих пластов, закачку в пласт тампонажного раствора с устья скважины осуществляют через свободный конец бурильных труб с поддержанием постоянного давления на пласт, перед закачкой тампонажного раствора осуществляют замену промывочной жидкости на рабочую, закачку тампонажного раствора в поглощающий пласт осуществляют созданием давления на последний выше давления поглощения, после чего производят подъем бурильных труб на высоту выше уровня тампонажного раствора, и увеличение гидростатического давления в стволе скважины осуществляют заменой рабочей жидкости на промывочную с большей плотностью, при этом контроль за применением гидростатического давления осуществляют по изменению закачиваемого в скважину и выходящего на устье скважины раствора, а плотность рабочей жидкости и тампонажного раствора выбирают по давлению начала поглощения из условия превышения давления столбов жидкости и тампонажного раствора в бурильных трубах в момент начала выхода тампонажного раствора из бурильных труб в затрубное пространство.

На фиг. 1 изображена стабилизация уровня промывочной жидкости 1 при поглощениях в пласт 4. Условие стабилизации уровня раствора в скважине описывается выражением Р_2р=Р_н.п.>Р_пл. (1) или _п.р. Н_I-10^-5=Р_н.п.>Р_пл., (2) где Р_2р - давление, создаваемое столбом промывочной жидкости, в МПа;

Р_н.п. - давление начала поглощения, МА;

Р_пл. - пластовое давление поглощающего пласта, МПа;

_п.р. - плотность промывочной жидкости, кг/м³,

Н₁ - высота столба промывочной жидкости при установившемся уровне раствора в скважине при поглощениях, м.

На фиг. 2 - замещение в скважине промывочной жидкости 1 на рабочую 2, при этом должно соблюдаться условие

Р_пл.<Р<Р (3) или

Р_пл. < _р Н10^-5<Р (4) где Р_р - давление, создаваемое столбом рабочей жидкости 2 на поглощающий пласт 4, МПа;

_р - плотность рабочей жидкости, кг/м³;

Н - расстояние от устья скважины до подошвы поглощающего пласта 4, м.

На фиг. 3 - схема расположения рабочей жидкости 2 и тампонажного раствора 3 в момент выхода тампонажного раствора в затрубное пространство, условие равновесия системы описывается выражением:

P"_p + P_т.р = P_н.п (5) или

(_pH₂+_т.с.H_т.с.)10^-5= _п.р.H_I10^-5

(6) тогда плотность рабочей жидкости равна:

_p= ,

(7) где Р"_р - давление столба рабочей жидкости, расположенной в бурильных трубах, м;

Н₂ - высота столба рабочей жидкости, расположенного в бурильных трубах, м;

Н_т.с. - высота столба тампонажного раствора, расположенного в бурильных трубах, м;

_т.с. - плотность тампонажного раствора, кг/м³.

На фиг. 4 - схема расположения жидкости после расположения тампонажного раствора в интервал залегания изолируемого пласта (момент подъема инструмента). В этом случае:

Н₃ - высота столба рабочей жидкости в скважине, м;

Н_т.с. - высота столба тампонажного раствора, расположенного в интервале залегания поглощающего пласта с учетом запаса объема, подлежащего закачке в пласт, м.

На фиг. 5 - схема расположения жидкостей в скважине при начале процесса продавливания тампонажного раствора в поглощающий пласт, при этом условие равновесия (относительно подошвы поглощающего пласта) описываются выражением:

H_пр.+_p.H₄+_т.с.H

(8) где Н""_т.с. - высота столба тампонажного раствора в скважине, установившаяся после подъема бурильных труб выше кровли поглощающего пласта, м;

Н₄ - высота столба рабочей жидкости, расположенной в бурильных трубах после закачки в бурильные трубы контрольного объема промывочной жидкости, м;

Н_пр. - высота столба контрольного объема промывочной жидкости, расположенного в бурильных трубах, м.

На фиг. 6 - схема продавливания тампонажного раствора в пласт при прямой заливке промывочной жидкости в бурильные трубы, условия состояния системы описываются неравенством (относительно подошвы поглощающего пласта);

H+,

(9) где Н"""_т.с. - высота столба тампонажного раствора в скважине, установившаяся после частичного продавливания в поглощающий пласт, м;

Н"_пр. - высота столба промывочной жидкости, расположенной в затрубном пространстве, м;

Н₅ - высота столба рабочей жидкости, расположенной в затрубном пространстве, м;

Н"_уст. - установившийся уровень в бурильных трубах в момент стабилизации системы при остановке закачки промывочной жидкости в бурильные трубы в "угон", м.

Способ осуществляется следующим образом.

После определения подошвы залегания поглощающего пласта Н и статического уровня Н_уст. (фиг. 1,2), или градиента давления начала поглощения, используя выражение (7), определяют требуемую плотность рабочей жидкости, исходя из условия непревышения гидростатического давления столбов рабочей жидкости и тампонажного раствора над давлением начала поглощения (фиг. 3), данное условие описывается выражением (6). Приготовив требуемый объем рабочей жидкости, осуществляют замену промывочной жидкости на рабочую (фиг. 2). Затем готовят и закачивают в бурильные трубы требуемый объем тампонажного раствора, с учетом объема, который будет заявлен в пласт на поглощение. Следом за тампонажным раствором в бурильные трубы закачивают рабочую жидкость и осуществляют контроль за объемом выходящего раствора. При этом объем закачиваемого в бурильные трубы рабочего раствора должен соответствовать величине, определяемой из выражения:

V_вх.= 0,785d²_внH - ,

(10) а объем выходящего раствора должен соответствовать величине, определяемого из выражения

V_вых.= V_т.р.+ 0,785 d²_внH - ,

(11) где V_вх, V_в - объемы соответственно входящего в бурильные трубы и выходящего из затрубного пространства рабочего раствора, м³;

V_тр. - общий требуемый объем тампонажного раствора для ликвидации поглощения, м³;

D_скв., d_вн., d_нар. - диаметры соответственно скважины, внутренний и наружный бурильных труб, м.

После закачки данного объема в бурильные трубы (фиг. 4) осуществляют подъем инструмента на высоту выше расположения уровня тампонажного раствора и затем осуществляют замену рабочего раствора на промывочную жидкость (фиг. 5). Для чего закачивают первый контрольный объем промывочной жидкости, при котором выполняется условие (8) (фиг. 5), после чего скважину оставляют на стабилизацию. Контрольный объем промывочной жидкости определяют из выражения:

V_пр.= ,

(12) где

H=

(13) После стабилизации давлений трубного и затрубного пространства (окончание выхода рабочей жидкости из затрубного пространства) осуществляют прямой долив промывочной жидкости в бурильные трубы. При этом второй контрольный объем промывочной жидкости определяется из выражения:

V"_пр.=V_вн. -V_пр., или (14)

V"_пр.= 0,785 d²_вн.Н_т-V_пр. (15), где V_вн. - объем внутреннего пространства бурильных труб, м³,

Н_т - длина спущенных в скважину бурильных труб (в м) и равна:

Н_т=Н-Н""_т.в. (16)

Объем выходящего из скважины рабочего раствора после закачки двух контрольных объемов промывочной жидкости должен соответствовать их сумме.

Затем приступают к операции по продавливанию тампонажного раствора в поглощающий пласт. Для этого заливают (доливают) в бурильные трубы промывочную жидкость и следят при этом за равенством расходов как закачиваемой в трубы промывочной жидкости, так и за выходящей из скважины рабочей жидкости. При уменьшении расхода выходящей из скважины рабочей жидкости следят, чтобы разница в объемах закачиваемой в скважину промывочной жидкости и выходящей из скважины рабочей жидкости не превысила объем тампонажного раствора, предназначенного для продавливания в поглощающий пласт. После того, как будет достигнуто равенство между разницей в объемах закачиваемой и выходящей жидкостей с объемом тампонажного раствора, предназначенного для закачки в пласт, процесс продавки прекращают и оставляют скважину на ОЗЦ (фиг. 6).

Третий контрольный объем промывочной жидкости, после закачки которого начнется поглощение, можно определить из выражения:

V= 0,785(HD²_скв.-d²_внH-d²_нар.H_т+d_нар.H₂),

(17), где H_пр.= , (18)

H= , (19)

H= ,

(20) где V_т.р. - объем тампонажного раствора, продавливаемого в пласт на поглощение, м³.

П р и м е р. Глубина залегания поглощающего объекта Н=3253 м, мощность поглощающего объекта Н= 13 м, глубина установившегося уровня после поглощения промывочной жидкости плотности _пр.=1420 кг/м³, Н_уст.=458 м, следовательно, давление начала поглощений Р_н.п.=39,7 МПа, пластовое давление 32,5 МПа. Диаметр скважины (средний по всему стволу) D_скв.=0,295 м, наружный диаметр, спущенной в скважину бурильной колонны d_нар.=0,140 м, внутренний d_вн.=0,120 м. Для ликвидации поглощения создать устьевое давление не представляется возможным из-за дефекта в устьевой части смущенной в скважину обсадной колонны. Для ликвидации поглощения было приготовлено V_т.р.=4,15 м³ тампонажного раствора, плотности _т.с.=1450 кг/м³, в том числе 1,1 м³ будет оставлено в скважине в виде цементного моста, а 3,05 м³ (V"_т.р.) предназначено для продавливания в поглощающий пласт. Тогда Н_т.е.=378 м, Н₁=2795 м, Н₂= 2875 м. Подставив полученные значения глубин в формулу (7), определим искомую плотность рабочей жидкости _р=1190 кг/м³ с учетом роста давления в скважине вследствие гидродинамических колебаний. Для определения режима работы цементировочных агрегатов и обеспечения условия выполнения операций по изоляции за время, равное времени начала схватывания тампонажной смеси, равное 3 ч, используя выражения (10-20), определим требуемые объемы порций, закачиваемых в скважину жидкостей: V_вх.=35,2 м³, V_пр.=2,8 м³, V"_пр.=32,2 м³, V""_пр.=10,5 м³.

Спустив в скважину бурильную колонну до подошвы поглощающего пласта (Н= = 3253 м), закачиваем в скважину, используя буровой насос, 207 м³(объем скважины) рабочей жидкости. Затем затворяют и закачивают в скважину 4,15 м³ тампонажной смеси. При этом используется цементировочный агрегат ЦА-320, который работает на V скорости (ЦА-320 оборудован втулками диаметра 100 мм). Время закачки тампонажной смеси составляет Т_т.с. 6 мин. Сразу после закачки тампонажной смеси насосом буровой установки (У8-6м) закачиваем в бурильные трубы 35,2 м³ рабочей жидкости (буровой насос оборудован втулками диаметра 180 мм). Время закачки рабочей жидкости Т_р=18 мин. После этого за время Т_б.т.=25 мин подняли бурильные трубы, при этом из скважины было извлечено 65 м (одна свеча и двухтрубка). Затем в бурильные трубы при помощи ЦА было закачено 2,8 м³ первого контрольного объема промывочной жидкости за время Т_пр= 4 мин, по истечении времени Т_ст.=3 мин наступила стабилизация трубного и затрубного давлений (прекратился перелив рабочей жидкости из затрубного пространства). При использовании ЦА-320, работающего на IV скорости, в буpильные трубы за время Т_пр.=58 мин было (долито) залито 32,2 м³промывочной жидкости и после стабилизации (Т_ст.=5 мин) приступили к продавке тампонажного раствора в поглощающий пласт. Для этого на III скорости при производительности ЦА 6,11 л/с, за время Т""_пр.= 29 мин, в бурильные трубы было закачано 10,5 м³, из затрубного пространства после последней стабилизации вышло 7,45 м³ рабочей жидкости, после чего скважина оставлена на ОЗЦ. Общее время с момента затворения тампонажного раствора до окончания процесса продавки составило 148 мин или 2 ч 30 мин.

Использование предлагаемого способа позволяет ликвидировать поглощения без герметизации устья скважин и без создания устьевых избыточных давлений в затрубном пространстве.