способ вскрытия пластов

Формула изобретения

Способ вскрытия пластов, включающий контроль за поступлением газа в скважину, создание гидравлических импульсов давления на забое или устье скважины и регистрацию сигналов давления на устье скважины в трубах и в затрубном пространстве, отличающийся тем, что в скважине равновесное состояние поддерживают увеличением расхода и/или плотности бурового раствора до достижения разности времени прихода сигналов давления на устье скважины в обычном буровом растворе и в буровом растворе в присутствии флюида величины



где t_тек текущая разность времени прихода сигналов давления на устье скважины в обычном буровом растворе и в буровом растворе в присутствии флюида, с;

_p плотность бурового раствора, закачиваемого в скважину на момент определения текущей разности времени, г/см³;

_o плотность бурового раствора, выходящего на устье скважины из затрубного пространства на момент определения текущей разности времени, г/см³.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и может быть применено для вскрытия продуктивных пластов в условиях аномально-высокого пластового давления.

Известен способ вскрытия пласта, включающий измерение амплитуды гидродинамических колебаний давления в затрубном пространстве, возникающих при работе долота на забое, и его уменьшение за счет выбора оптимального расхода бурового раствора по критерию минимума дифференциального давления в системе скважина-пласт [1]

Недостатком данного способа является то, что величину колебаний гидродинамических давлений измеряют с помощью глубинного манометра и эта величина становится известной после расшифровки диаграммы, которая извлекается при подъеме бурильного инструмента. Кроме того, необходимо отметить технологическую сложность осуществления указанным способом вскрытия пластов на равновесии.

Наиболее близким техническим решением из известных является способ вскрытия пластов, содержащий контроль за поступлением газа в скважину, включающий создание гидравлических импульсов давления на забое или устье скважины и регистрацию сигналов давления на устье скважины в трубах и в затрубном пространстве [2]

Недостаток способа состоит в том, что при обнаружении газопроявления прекращают бурение и проводят обработку и дегазацию бурового раствора. Однако не всегда снижение плотности выходящего из затрубного пространства бурового раствора является опасным. Если забойное давление остается больше пластового, то нет оснований для прекращения процесса бурения.

Изобретение направлено на решение задачи по повышению эффективности процесса вскрытия продуктивных пластов. При осуществлении обеспечивается поддержание условия равновесия в системе скважина-пласт.

Для этого в способе вскрытия пластов, включающем контроль за поступлением газа в скважину, создание гидравлических импульсов давления на забое или устье скважины и регистрацию сигналов давления на устье скважины в трубах и в затрубном пространстве, в скважине поддерживают равновесное состояние увеличением расхода и/или плотности бурового раствора до достижения разности времени прихода сигналов давления на устье скважины в обычном бурового растворе и в буровом растворе в присутствии флюида (нефти, газа) величины



где t_тек текущая разность времени прихода сигналов давления на устье скважины в обычном бурового раствора и в буровом растворе в присутствии флюида (нефти, газа), сек;

_p плотность бурового раствора, закачиваемого в скважину, на момент определения текущей разности времени, г/см³;

_o плотность бурового раствора, выходящего на устье скважины из затрубного пространства, на момент определения текущей разности времени, г/см³.

В результате многочисленных экспериментальных исследований, проведенных в условиях, максимально приближенных к реальным условиям бурения в различных горно-геологических условиях, получена зависимость, обуславливающая поддержание равновесия в системе скважина-пласт

t_тек.= 0,16 PH,

где t_тек. текущая разность времени прихода сигналов давления на устье скважины в обычном буровом растворе и в буровом растворе в присутствии флюида (нефти, газа), сек;

R местное газовое число;

H глубина скважины, м.

где R₀ газовое число в атмосферных условиях, R₀=Q г/Q ж;

Q_г расхода газа в атмосферных условиях, м³/сек;

Q_ж расход бурового раствора, м³/сек;

P₀ атмосферное давление, P₀=1 атм;

P давление, действующее на столб газированного бурового раствора, атм.

Поскольку при R₀1, даже если вся скважина заполнена газожидкостной смесью, положение неустойчивого равновесия не возникает.

Отсюда



Подставляя вместо и вместо

где _p плотность бурового раствора, заключаемого в скважину, на момент определения текущей разности времени, г/см³;

_o плотность бурового раствора, выходящего на устье скважины из затрубного пространства, на момент определения текущей разности времени, г/см³,

получаем



В процессе непосредственного бурения на забое или устье скважины периодически возбуждают гидравлические импульсы давления. На устье скважины регистрируют сигналы давления в трубах и в затрубном пространстве с целью контроля за поступлением газа в скважину. О равновесном состоянии в системе скважина-пласт судят по разности времени прихода сигналов давления на устье скважины в обычном буровом растворе и в буровом растворе в присутствии флюида (нефти, газа). Равновесному состоянию соответствует величина разности времени, определяемой из соотношения



где t_тек. текущая разность времени прихода сигналов давления на устье скважины в обычном буровом растворе и в буровом растворе в присутствии флюида (нефти, газа), сек;

_p плотность бурового раствора, закачиваемого в скважину, на момент определения текущей разности времени, г/см³;

_o плотность бурового раствора, выходящего на устье скважины из затрубного пространства, на момент определения текущей разности времени, г/см³.

При превышении текущей разности времени (t_тек) над разностью времени (t), полученной из вышеупомянутого выражения, увеличивают расход и/или плотность бурового раствора до тех пор, пока значение t_тек не будет превышать значение t.

Осуществляют процесс бурения скважины и производят циркуляцию бурового раствора плотностью p=1,4 г/см³. Периодически (через 10-15 мин) возбуждают на забое или устье скважины гидравлические импульсы давления и определяют текущие значения разности времени прихода сигналов давления на устье скважины в трубах и затрубном пространстве. Зафиксирована текущая разность времени t_тек=12 сек. При этом определим плотность бурового раствора, выходящего на устье скважины из затрубного пространства _o==0,5 г/см³. Подставляем исходные данные в выражение



В данном случае t_тек.= 12 сек. превышает t = 6,7 сек. что говорит о нарушении равновесного состояния в системе скважина-пласт. В зависимости от имеющихся возможностей осуществляют увеличение расхода и/или плотности бурового раствора. Данную операцию проводят до тех пор, пока значение t_тек не достигнет величины, не превышающей 6,7 сек.