способ проходки неустойчивых глинистых пород при бурении нефтяных и газовых скважин

Формула изобретения

Способ проходки неустойчивых глинистых пород при бурении нефтяных и газовых скважин, например глинистых сланцев, включающий углубление скважины долотом в интервале пласта с неустойчивыми глинистыми породами с использованием вязкопластичной промывочной жидкости в ламинарном режиме течения в кольцевом канале ствола скважины, отличающийся тем, что, для обеспечения гарантированного ламинарного режима течения в кольцевом канале ствола скважины, следовательно и проходки долотом упомянутого выше интервала без кавернообразования, расход (Q) промывочной жидкости выбирают на 20÷30 % меньше критического расхода (Q_кр), при котором происходит смена ламинарного режима к турбулентному, при этом вязкопластичную промывочную жидкость выбирают с минимально возможной фильтроотдачей.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к способам предотвращения эрозионного разрушения и последующего образования каверн в стенках скважин при проходке бурением интервалов пласта с неустойчивыми глинистыми породами.

Известно, что на устойчивость стенок скважины, сложенных глинистыми породами, оказывают влияние многие факторы [1], [2], такие как минералогический состав глин, физико-химические и реологические свойства бурового раствора, осмотические процессы, гидродинамические факторы давления столба промывочной жидкости.

Нарушение устойчивости глинистых пород сопровождается, как известно, осложнениями ствола скважины, обвалами и кавернами. Наличие каверн особенно между нефтяными и водоносными пластами снижает качество их разобщения, является причиной притока воды при первичном освоении, а также причиной увеличения процента обводненности продукции пласта в процессе эксплуатации скважины. Каверны в основном образуются при проходке неустойчивых глинистых пород - глинистых сланцев верейского, тульского, бобриковского, кыновского, шашийского горизонтов за счет эрозионного разрушения турбулентным потоком промывочной жидкости. Они приводят к осложнениям - многократным проработкам ствола и прихватам бурильного инструмента. Так, при креплении скважины плотность цементного раствора в интервале каверн снижается с 1850 до 1300 кг/м³. Цементный камень из такого раствора не может служить надежной крепью затрубного канала. Это приводит к серьезным авариям в скважине сопровождающиеся смятием эксплуатационной колонны и ее прихватами, особенно в интервале кыновских глин.

Известен способ бурения скважины с неустойчивыми глинистыми породами без кавернообразования [3], включающий углубление ствола скважины долотом в интервале пласта с неустойчивыми глинистыми породами с использованием вязкопластичной промывочной жидкости в ламинарном режиме течения в кольцевом канале ствола скважины.

Известный способ по своей технической сущности и достигаемому результату более близок к предлагаемому и может быть принят в качестве прототипа.

Однако, как показывает практика бурения неустойчивых глинистых пород, критическую скорость V_кр, при котором происходит переход от ламинарного режима течения к турбулентному, трудно контролировать, а в ряде случаев невозможно, поскольку в сложных скважинных условиях происходит изменение пластической вязкости бурового раствора, динамического напряжения сдвига. Следовательно, при этом необходимо постоянно вносить коррективы с целью восстановления его реологических характеристик. Поэтому способ, описанный в прототипе, не обеспечивает гарантированный ламинарный режим течения в кольцевом канале скважины при проходке долотом упомянутого интервала пласта с неустойчивыми глинистыми породами.

В работе [3] отмечена возможность управления режимом течения, реологическими параметрами вязкопластичных буровых растворов при проходке неустойчивых глинистых пород при различных расходах промывочной жидкости и достижения ламинарного режима течения в кольцевом канале ствола скважины.

Авторами в результате многолетних исследований разработана технология проходки интервалов неустойчивых глинистых пород бурением без кавернообразования при расходе промывочной жидкости, обеспечивающая гарантированный ламинарный режим течения.

Технической задачей настоящего изобретения является проходка бурением неустойчивых глинистых пород с промывкой ствола скважины с расходом промывочной жидкости, обеспечивающая гарантированный ламинарный режим течения вязкопластичного бурового раствора в кольцевом канале, следовательно, без кавернообразования, то есть без эрозионного разрушения стенок скважины и последующего образования там каверн.

Поставленная задача решается описываемым способом, включающим углубление скважины долотом в интервале пласта с неустойчивыми глинистыми породами с использованием вязкопластичной промывочной жидкости в ламинарном режиме течения в кольцевом канале ствола скважины.

Новым является то, что для обеспечения гарантированного ламинарного режима течения в кольцевом канале ствола скважины, следовательно, и проходки долотом упомянутого выше интервала без кавернообразования расход (Q) промывочной жидкости выбирают на 20-30 % меньше критического расхода (Q _кр), при котором происходит смена ламинарного режима к турбулентному, при этом вязкопластичную промывочную жидкость выбирают с минимально возможной фильтроотдачей. Таким образом,

Q=0,8÷ 0,7 Q_кр,

где Q - расход промывочной жидкости, обеспечивающий гарантированный ламинарный режим течения в кольцевом канале скважины, л/с;

Q_kp - критический расход промывочной жидкости, при котором происходит смена ламинарного режима течения ее в турбулентный, л/с.

Известно, что критический расход (Q_кр) промывочной жидкости определяют из следующего математического выражения:

Q_кр=1000V_кр · F, (1)

где V_kp - критическая скорость, соответствующая переходу от ламинарного режима к турбулентному, м/с;

F - площадь кольцевого канала, ствола скважины, м ².

Критическую скорость V_кр определяют из следующего выражения:

V_кр= Rе_кр/ (d_c-d_t), (2)

где

Rе_кр =7,3 Не^0,58+2100, (3)

где

Не= ° d²/ ², (4)

где d - гидравлический диаметр, м, d=d _c-d_t;

d_c - диаметр долота (скв.), м;

d_t - наружный диаметр трубы наддолотной компоновки, м;

° - динамическое напряжение сдвига, дПа;

- пластическая вязкость, дПа· с;

- плотность бурового раствора, кг/м³.

Способ осуществляют следующим образом.

Сначала ведут подготовительные работы, заключающиеся в том, что у пробуриваемой скважины выявляют интервалы неустойчивых глинистых пород разрабатываемой нефтяной или газовой залежи по ранее пробуренным скважинам или скважинам разведывательного бурения. Далее с учетом полученных данных приготавливают вязкопластичный полимерглинистый или полимерглинистомеловой буровой раствор (промывочную жидкость) с минимально возможной фильтроотдачей, с использованием солестойких полимеров, например, типа “Проестол 2540” или “Аккотрол S-622” и т. п., плотностью 1200-1400 кг/м ³.

Затем с учетом реологических характеристик полученного бурового раствора, его плотности, площади кольцевого канала ствола скважины, как было отмечено выше по формуле (1) и с использованием формул (2), (3) и (4), определяют критический расход Q_кр бурового раствора.

Согласно предлагаемому к защите патентом изобретению расход промывочной жидкости Q, обеспечивающий гарантированный ламинарный режим течения в кольцевом канале скважины при проходке интервала неустойчивых глинистых пород - глинистых сланцев, определится следующим образом:

Q=0,8-0,7 Q_кр, (5)

где Q - расход промывочной жидкости, обеспечивающий гарантированный ламинарный режим течения в кольцевом канале скважины, л/с;

Q_kp - критический расход промывочной жидкости, при котором происходит смена ламинарного режима течения ее в турбулентный, л/с.

В процессе бурения скважины на устье постоянно контролируют расход Q промывочной жидкости при помощи известных расходомеров на соответствие указанному выше равенству [5].

Способ испытывался в промысловых условиях при бурении скважин №№30406, 24686, 24755, 6943“3”, 26782“3”, 6300“3”, 2120“3”, при вскрытии кыновского горизонта.

Результаты испытаний показали высокую эффективность предлагаемой к защите патентом технологии. Проходка скважины в перечисленных интервалах неустойчивых глинистых пород осуществлялась без осложнений и кавернообразований.

Технико-экономическое преимущество изобретения заключается в следующем.

Использование предлагаемого способа обеспечивает проходку интервалов неустойчивых глинистых пород бурением без кавернообразования, следовательно, и без осложнений и прихвата бурильного инструмента, что положительно отражается на показателях бурения. В конечном счете, исключение кавернообразования в стенках скважины приводит к повышению качества разобщения пластов, что исключает в свою очередь приток воды при первичном освоении скважины, уменьшает процент обводненности в процессе ее эксплуатации и исключает аварии, связанные со смятием эксплуатационной колонны, например, в интервале кыновских глин. Кроме того, сокращается расход цемента при цементировании эксплуатационной колонны.

Источники информации

1. Книга Михеева В.Л. “Технологические свойства буровых растворов”, М., Недра, 1979 г.

2. Журнал “Нефтяное хозяйство”, № 12, 2000 г., стр. 128-132, статья Т.Н.Бикчурина, И.Г.Юсупова и Р.С.Габидуллина и др. “Исследование технико-технологических факторов, определяющих устойчивость кыновских аргелитов при бурении скважин”.

3. Журнал “Нефтяное хозяйство”, №4, 2001 г., стр. 26, статья Т.Н.Бикчурина, И.Г.Юсупова и Р.С.Габидуллина “Исследование влияния различных факторов на режим течения бурового раствора по кольцевому каналу ствола скважины” [прототип].