RU2184206C1 - Способ проводки скважин в высокопроницаемых трещиноватых газонасыщенных коллекторах - Google Patents
Способ проводки скважин в высокопроницаемых трещиноватых газонасыщенных коллекторах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2184206C1 RU2184206C1 RU2001113640/03A RU2001113640A RU2184206C1 RU 2184206 C1 RU2184206 C1 RU 2184206C1 RU 2001113640/03 A RU2001113640/03 A RU 2001113640/03A RU 2001113640 A RU2001113640 A RU 2001113640A RU 2184206 C1 RU2184206 C1 RU 2184206C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- foam
- well
- column
- gas
- drilling
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
- Drilling And Exploitation, And Mining Machines And Methods (AREA)
Abstract
Изобретение относится к технологии бурения нефтяных и газовых скважин, вертикальных и наклонных в высокопроницаемых трещиноватых газонасыщенных коллекторах с градиентом пластового или порового давления преимущественно 0,002-0,009 МПа/м. Изобретение может быть использовано в первую очередь при проводке скважин в сложных горно-геологических условиях, характеризующихся полным поглощением бурового раствора, вызывающим газопроявление, которое не удается ликвидировать стандартным образом. Согласно способу разрушают породу с прямой промывкой буровым раствором по бурильной колонне. Удаляют выбуренную породу на дневную поверхность. По достижении в процессе бурения поглощающего трещиноватого газонасыщенного пласта, о чем судят по падению давления и отсутствию циркуляции, меняют промывочный агент на буровой раствор с малым содержанием твердой фазы и удаляют выбуренную породу в зону поглощения. Формируют гидравлический затвор в затрубном пространстве скважины в виде плавающего столба над поглощающим пластом. В качестве плавающего столба используют столб стабильной трехфазной пены, которую получают путем аэрации и смешивания непосредственно перед закачкой в затрубное пространство скважины пенообразующей жидкости и воздуха с плотностью пены и высотой столба, достаточных для приведения в равновесие системы скважина - пласт. По достижении верхней границей плавающего столба трехфазной пены устья скважины аэрацию подачей воздуха прекращают и начинают подачу поверх столба трехфазной пены порции пенообразующей жидкости для придавливания пены. Повышается эффективность строительства скважин за счет сокращения затрат времени и материалов на ликвидацию осложнений. 6 з.п. ф-лы.
Description
Изобретение относится к технологии бурения нефтяных и газовых скважин, вертикальных и наклонных в высокопроницаемых трещиноватых газонасыщенных коллекторах с градиентом пластового или порового давления преимущественно 0,002-0,009 МПа/м.
Изобретение может быть использовано, в первую очередь, при проводке скважин в сложных горно-геологических условиях, характеризующихся полным поглощением бурового раствора, вызывающим газопроявление, которое не удается ликвидировать стандартным образом.
Известны способы обработки и формирования скважин (патенты RU 2144608, 2145379, 2146757, МПК: Е 21 В 33/138; 2152972, МПК: С 09 К 7/06; 2155856, МПК: Е 21 В 21/06), заключающиеся в разрушении породы, закачке технологической жидкости в скважину, ее промывке и удалении выбуренной породы. Однако они не приемлемы для проводки скважины в сложных горно-геологических условиях в высокопроницаемых трещиноватых газонасыщенных коллекторах.
Известны также способы бурения скважин (К.М.Тагиров, В.И.Нифантов, С.А. Акопов и др. Бурение скважин с промывкой пеной в интервалах катастрофических поглощений с АНПД. Сборник научных статей ВНИИГАЗ; К.М. Тагиров, А.Н. Гноевых, А. Н. Лобкин. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями, М., Недра, 1996), заключающиеся в использовании в процессе проводки скважин в высокопроницаемых породах в качестве промывочного агента трехфазной пены по прямой схеме циркуляции. Пена образуется в аэраторе путем смешивания ПОЖ и воздуха, подаваемого от компрессора, которую затем закачивают в скважину по бурильной колонне. Пену, выходящую из скважины по ее затрубному пространству, разрушают с использованием нестандартного технологического оборудования - блока разрушения пены для обеспечения работоспособности бурового насоса и избежания неконтролируемого ухода пены (потерь) в наземной циркуляционной системе. Подобным образом осуществляют повторение процесса.
Однако, при бурении в высокопроницаемых пластах с градиентом давления, меньшим 0,05 МПа/м, в скважинах большого диаметра с интенсивным расходом промывочной жидкости, описанный способ практически трудноосуществим. Для обеспечения эффективной очистки скважины от выбуренной породы необходимо приготовление высокократной пены, требующей использования дополнительных компрессоров и нестандартного блока разрушения пены, что также приводит к значительному удорожанию процесса бурения.
Известен также способ проводки вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин в гранулярных высокодепрессированных коллекторах. Он заключается в разбуривании пласта с использованием аэрированных промывочных жидкостей и регламентировании скорости проходки. В способе принципиальны степень аэрации и плотность аэрированной промывочной жидкости, соответственно: 0,03-0,07 и 1,03-1,12 г/см3. Такая аэрированная промывочная жидкость обеспечивает создание в процессе разбуривания в приствольной зоне блокирующего экрана из газожидкостной смеси с содержанием газовой фазы в количестве 0,5-0,6 объемных долей порового пространства (патент RU 2073091).
Несмотря на то, что данный способ решает проблемы проводки в высокодепрессированных гранулированных коллекторах с низким градиентом пластового давления, он непригоден для высокопроницаемых газонасыщенных трещиноватых коллекторов, где невозможно создать блокирующий экран, поскольку высокая проникающая способность коллектора приводит к поглощению аэрированной жидкости.
Известен также способ бурения поглощающих пластов с аномально высоким давлением с промывкой водой без циркуляции (Нефтяное хозяйство, 1971, 4, стр. 19-24), в котором изложена технология бурения отложений в зоне поглощений с промывкой скважины водой без циркуляции, создавая в затрубном пространстве своеобразный гидравлический затвор - столб бурового раствора, уравновешивающий гидростатическим давлением пластовое давление и давление, необходимое для закачки воды в пласт. В процессе работы в скважину периодически доливали раствор.
Однако данный способ не эффективен при работе в поглощающих пластах с аномально низким пластовым давлением (с градиентом пластового давления ниже 0,09 МПа/м).
Наиболее близким аналогом заявляемого изобретения является способ бурения скважин с плавающим столбом бурового раствора, суть которого заключается в следующем: скважина бурится в зоне поглощения с промывкой скважины без циркуляции, создавая в затрубном пространстве своеобразный гидравлический затвор - столб бурового раствора, уравновешивающий гидростатическим давлением пластовое давление и давление, необходимое для закачки воды в пласт. При этом через каждый час доливают для контроля за уровнем в затрубном пространстве 0,5 м3 бурового раствора плотностью 1220-1240 кг/м3. Для лучшей очистки перед подъемом бурильной колонны для смены долота закачивали в бурильную колонну буровой раствор. Устье скважины было оборудовано превентором "Камерон" (В. И.Крылов "Изоляция поглощающих пластов газовых скважины", М.: Недра 1980 г. , "Бурение поглощающих пластов с аномально высоким давлением с промывкой водой без циркуляции").
Однако и данный способ не эффективен при работе в поглощающих пластах с аномально низким пластовым давлением (с градиентом пластового давления ниже 0,09 МПа/м).
Задачей изобретения является повышение эффективности строительства скважин за счет сокращения затрат времени и материалов на ликвидацию осложнений.
Сущность изобретения заключается в том, что в способе проводки скважин в высокопроницаемых трещиноватых газонасыщенных коллекторах, при котором разрушают породу с прямой промывкой буровым раствором по бурильной колонне, удаляют выбуренную породу на дневную поверхность, затем по достижении в процессе бурения поглощающего трещиноватого газонасыщенного пласта, о чем судят по падению давления и отсутствию циркуляции, меняют промывочный агент на буровой раствор с малым содержанием твердой фазы и удаляют выбуренную породу в зону поглощения, затем формируют гидравлический затвор в затрубном пространстве скважины в виде плавающего столба над поглощающим пластом, в качестве плавающего столба используют столб стабильной трехфазной пены, которую получают путем аэрации и смешивания непосредственно перед закачкой в затрубное пространство скважины пенообразующей жидкости и воздуха, с плотностью пены и высотой столба, достаточных для приведения в равновесие системы "скважина - пласт", по достижении верхней границей плавающего столба трехфазной пены устья скважины аэрацию подачей воздуха прекращают и начинают подачу поверх столба трехфазной пены порции пенообразующей жидкости для придавливания пены.
Кроме того заявляется усовершенствование основного заявляемого способа, при котором в случаях начавшегося газопроявления, наряду с закачкой пены в затрубное пространство скважины, дополнительно ведут закачку бурового раствора с малым содержанием твердой фазы в бурильную колонну, не прекращая процесса бурения, причем интенсивность закачки трехфазной пены в затрубное пространство обеспечивают с превышением интенсивности газопроявления.
Кроме того заявляется оптимальный вариант режима использования заявляемого способа, при котором плотность пены и высоту столба пенообразующей жидкости в затрубном пространстве скважины определяют из соотношений:
где ρn, ρp- плотность соответственно пены и пенообразующей жидкости, кг/м3;
Рпл - пластовое давление, Па;
Н - глубина залегания поглощающего пласта, м;
r - радиус бурильной колонны, м;
r1 - радиус скважины, м;
g - ускорение свободного падения, м/с2;
θ - статическое напряжение сдвигу, Па; θ = 80-110 Па;
h - высота столба пенообразующей жидкости в затрубном пространстве скважины, м;
k - коэффициент резерва, зависящий от глубины скважины, (k=1,08-1,15);
Δh - этаж газоносности, м.
где ρn, ρp- плотность соответственно пены и пенообразующей жидкости, кг/м3;
Рпл - пластовое давление, Па;
Н - глубина залегания поглощающего пласта, м;
r - радиус бурильной колонны, м;
r1 - радиус скважины, м;
g - ускорение свободного падения, м/с2;
θ - статическое напряжение сдвигу, Па; θ = 80-110 Па;
h - высота столба пенообразующей жидкости в затрубном пространстве скважины, м;
k - коэффициент резерва, зависящий от глубины скважины, (k=1,08-1,15);
Δh - этаж газоносности, м.
Заявляется также улучшенный вариант осуществления способа, при котором до вскрытия поглощающего трещиноватого газонасыщенного пласта герметизируют устье скважины.
Заявляется также режим обеспечения стабильности закачиваемой пены: путем периодической подачи через 12-14 часов бурения новой, свежеприготовленной порции трехфазной пены с объемом от 5 до 7 м3.
Заявляется также вариант способа проводки скважин в высокопроницаемых трещиноватых газонасыщенных коллекторах при возникновении избыточного давления газа в затрубном пространстве более 0,05 МПа, который обеспечивают путем полной замены столба трехфазной пены, для обеспечения ее стабильности.
Кроме того заявляется способ проводки скважин с оптимальным вариантом получения пены требуемых параметров, когда используют пенообразующую жидкость следующего состава, мас.%:
Твердая фаза - 20-25
Структурообразователь - 0,5-1
Пенообразователь - 0,5-1
Техническая вода - Остальное
Заявляемый способ осуществляют следующим образом.
Твердая фаза - 20-25
Структурообразователь - 0,5-1
Пенообразователь - 0,5-1
Техническая вода - Остальное
Заявляемый способ осуществляют следующим образом.
До начала бурения необходимо изучить горно-геологические условия проводки скважин и знать: Рпл - давление в пласте - коллекторе, Н - глубину залегания пласта коллектора, Δh - этаж газоносности (интервал газонасыщения), интенсивность газопроявления (дебит газонасыщенного пласта), характеристики слагающих ствол скважины пород: трещиноватость, проницаемость, пористость, кавернозность, уровень жидкости в скважине, устанавливающийся после начала поглощения бурового раствора; величину избыточного давления, разность между давлением в пласте и гидростатическим давлением. С начала работ осуществляют подготовительные операции. На устье скважин монтируется стандартное противовыбросовое оборудование (ПВО), включающее плашечный и глухой превенторы, дополнительно устье скважины оборудуется вращающимся превентором, позволяющим осуществлять процесс бурения с герметизированным устьем. Подготавливают нагнетательную линию для закачки технологических жидкостей в затрубное пространство скважины. На скважину доставляются химические реагенты: бентонитовая глина, карбоксилметилцеллюлоза, пенообразователь. Необходимы дополнительные емкости для хранения технической воды в объеме не менее 300 м3. Определяют источник дополнительного водоснабжения. Подбирают наиболее эффективный пенообразователь для получения стабильной пены. Желательно последнее выполнить в лабораторных условиях заранее. Там же желательно промоделировать процесс миграции газа (воздуха) или ее отсутствие в течение определенного периода времени сквозь столб пены при избыточном давлении, равном разности давлений: в пласте-коллекторе и гидростатического, т.е. смоделировать возможность обеспечения реального равновесия в системе "скважина-пласт". В отдельных емкостях приготавливают пенообразующую жидкость (ПОЖ). Начинают углубление скважины в зависимости от поставленных задач: нефтяной, газовой, ликвидация газо-нефте-водопроявления - ГНВП. Разрушают породу с прямой промывкой буровым раствором по бурильной колонне, удаляют выбуренную породу, как обычно, на дневную поверхность. Постоянно ведут контроль давления промывки (нагнетания) по манометру, установленному в трубном пространстве, и визуально контролируют наличие циркуляции бурового раствора. Непосредственно, например за 0,5 часа, перед вскрытием высокопроницаемого пласта в ПОЖ вводят пенообразователь и перемешивают. Устье скважины оборудуют вращающимся превентором, который позволяет осуществлять процесс бурения с герметизированным трубным и затрубным пространством. При достижении кровли высокопроницаемого поглощающего пласта коллектора, что фиксируется падением давления на манометре и отсутствием циркуляции, осуществляют замену промывочной жидкости, для чего с этого момента закачивают по бурильной колонне буровой раствор с малым содержанием твердой фазы. Преимущественно используют техническую воду. С этого момента прекращается удаление выбуренной породы на дневную поверхность, шлам удаляется в зону поглощения, представленную трещиноватыми высокопроницательными породами. При этом бурение не прекращают и продолжают углубление скважины, что является отличительным приемом подобных ситуаций, так как изоляцию поглощающего пласта провести невозможно общепринятыми технологиями. В целях исключения осыпей и обвалов стенок скважины и исключения газопроявления из газонасыщенного пласта коллектора формируют затвор гидравлический в виде плавающего столба. Для этой цели приготавливают стабильную трехфазную пену, которую закачивают в затрубное пространство скважины с интенсивностью, превышающей интенсивность газопроявления. Скорость подачи трехфазной пены регулируют с помощью компрессора и насоса, варьируя их производительность (подачу). Трехфазную пену образуют смешиванием пенообразующей жидкости с ПАВ, например, с сульфонолом в аэраторе и воздуха, нагнетаемого компрессором. Для наилучшего результата и предотвращения газовыделения, и сохранения устойчивости стенок скважины плотность пены рассчитывают с учетом давления в пласте, его глубины залегания и с учетом реологии пены. Столб пены формируют во всем объеме затрубного пространства от устья скважины до кровли поглощающего пласта, при этом ранее используемый буровой раствор оттесняется в зону поглощения. После того, как верхняя граница пены достигнет устья скважины, компрессор останавливают, и поверх пены закачивают порцию пенообразующей жидкости, которая придавливает столб пены. Высота столба, которая придавливает порции ПОЖ, рассчитывается таким образом, чтобы привести систему "скважина-пласт" в равновесие в соответствии с выражением: Pпл = ρgh. Продолжают бурение скважины, повторяя вышеописанный способ. По истечении 12-14 часов (время сохранения пеной своих вязкоупругих свойств, определенных заранее в лабораторных условиях), часть столба пены в объеме 5-7 м3 обновляют, добавляя новую, свежеприготовленную порцию, несмотря на отсутствие явных признаков нарушения равновесия. При этом нижняя часть столба пены оттесняется в зону поглощения.
В случае появления избыточного давления в затрубном пространстве на устье скважины ранее чем через 12-14 часов столб пены обновляют свежеприготовленной пеной в объеме затрубного пространства от устья скважины до зоны поглощения. В ходе углубления скважины операции периодически повторяют.
Для оптимального достижения равновесия в системе "скважина - пласт" с максимальной экономией средств необходимо рассчитывать плотность пены и количество жидкости (ПОЖ), используемой в качестве прибавочной жидкости.
Пример апробации способа.
Инженерно-геологические условия проводки скважины: проектная глубина скважины - 1100 м, глубина спуска кондуктора диаметром 426 мм - 240 м, в интервале глубин 240-400 м - диаметр скважины - 394 мм, глубина залегания газонасыщенного поглощающего пласта (кровля) - 260 м, пластовое давление - 0,8 МПа, давление газонасыщения - 0,8 МПа, этаж газоносности - 240-260 м, уровень бурового раствора, установившийся после поглощения в скважине от устья - 170 м, диаметр бурильной колонны - 127 мм, градиент поглощения (пластового давления) - 0,03 МПа/м.
До бурения скважины рассчитывают плотность пены, которую необходимо приготовить, используя вышеприведенные значения:
и считают высоту столба порции ПОЖ, используемой в качестве придавочной жидкости:
что соответствует в объеме затрубного пространства 1,35 м3. Все остальные операции выполняли в соответствии с общим вариантом способа. Эффект удовлетворительный.
и считают высоту столба порции ПОЖ, используемой в качестве придавочной жидкости:
что соответствует в объеме затрубного пространства 1,35 м3. Все остальные операции выполняли в соответствии с общим вариантом способа. Эффект удовлетворительный.
Пример для осуществления способа в условиях газопроявления.
Способ осуществляется в соответствии с технологией, описанной выше для общего случая. Для данной ситуации необходимо в затрубное пространство скважины закачивать трехфазную пену с требуемой интенсивностью закачки. Для конкретного случая газопроявления интенсивность газопроявления составила 14 тыс. м3 в сутки, что соответствовало 0,16 м3/с. Подобрана производительность бурового насоса и компрессора. Для бурового насоса У8-6М2А (втулки диаметром 180 мм) подача составляет 0,02 м3/с. Работа компрессора КС-16/100 на VI стадии обеспечивала подачу воздуха 0,15 м3/с. Суммарная подача 0,17, что больше 0,16 м3/с. Остальные операции - в точном соответствии заявляемому способу в общем виде.
Пример, характеризующий выбор состава трехфазной пены для проводки скважины.
ПОЖ готовят непосредственно на скважине в следующей последовательности. На скважину доставляют бентонитовый глинопорошок, структурообразователь (КМЦ). В гидромешалке готовят с помощью гидромониторов глинистую суспензию с повышенным содержанием твердой фазы, в которую добавляют КМЦ. Непосредственно перед приготовлением трехфазной пены в приготовленный глинистый раствор добавляют пенообразователь, например сульфонол, и перемешивают в течение ≈ 0,5 часа. Расход реагентов для приготовления 1 м3 ПОЖ составляет, кг/м3:
Бентонит - 200 (20%)
КМЦ - 5 (0,5%)
Сульфонол - 5 (0,5%)
Техническая вода - Остальное
Приготовленный раствор имеет следующие технологические показатели:
Плотность - 1020-1080 кг/м3
Условная вязкость - 50-70 с
Показатель фильтрации - 4-6 см3/за 30 мин
Водородный показатель - рН 8-9
Толщина корки - Не более 0,5
Порядок закачки пены следующий:
Запускается в работу буровой насос, через 0,5 минуты компрессор. Давление в аэраторе составляет 1,0-1,2 МПа; давление после аэратора, на блоке задвижек - 0,4-0,5 МПа. Получаемая пена закачивается в затрубье в объеме 12-15 м3. По мере закачки пены в скважину давление на устье постепенно снижается с 0,4-0,5 МПа до 0,15-0,2 МПа и служит критерием степени заполнения требуемого объема кольцевого пространства трехфазной пеной. По окончании процесса закачки пены компрессор останавливается, при этом давление на устье снижается до 0,1-0,15 МПа. Без участия компрессора в скважину вслед за пеной закачивается 2-2,5 м3 ПОЖ. Давление на устье снижается до 0 МПа и в системе "скважина - пласт" устанавливается равновесие. По окончании закачки пены продолжается бурение скважины с наблюдением за давлением в затрубье. По достижении давлением величины 0,05 МПа, процесс закачки трехфазной пены повторяется.
Бентонит - 200 (20%)
КМЦ - 5 (0,5%)
Сульфонол - 5 (0,5%)
Техническая вода - Остальное
Приготовленный раствор имеет следующие технологические показатели:
Плотность - 1020-1080 кг/м3
Условная вязкость - 50-70 с
Показатель фильтрации - 4-6 см3/за 30 мин
Водородный показатель - рН 8-9
Толщина корки - Не более 0,5
Порядок закачки пены следующий:
Запускается в работу буровой насос, через 0,5 минуты компрессор. Давление в аэраторе составляет 1,0-1,2 МПа; давление после аэратора, на блоке задвижек - 0,4-0,5 МПа. Получаемая пена закачивается в затрубье в объеме 12-15 м3. По мере закачки пены в скважину давление на устье постепенно снижается с 0,4-0,5 МПа до 0,15-0,2 МПа и служит критерием степени заполнения требуемого объема кольцевого пространства трехфазной пеной. По окончании процесса закачки пены компрессор останавливается, при этом давление на устье снижается до 0,1-0,15 МПа. Без участия компрессора в скважину вслед за пеной закачивается 2-2,5 м3 ПОЖ. Давление на устье снижается до 0 МПа и в системе "скважина - пласт" устанавливается равновесие. По окончании закачки пены продолжается бурение скважины с наблюдением за давлением в затрубье. По достижении давлением величины 0,05 МПа, процесс закачки трехфазной пены повторяется.
Использование повышенного количества твердой фазы для приготовления ПОЖ стабильно, положительно сказывается на получаемой трехфазной пене, в том числе и на антимиграционных газовых процессах. Такая пена более длительное время препятствует проникновению через нее пластового газа. Как показала промысловая апробация, содержание твердой фазы (бентонитовой глины) менее 20% обеспечивает стабильность системы с меньшей продолжительностью. Содержание твердой фазы более 25% приводит глинистую суспензию в нетекучее состояние. Таким образом приготавливают глинистый раствор с максимально возможной условной вязкостью.
Технико-экономическое преимущество предложенного способа.
Заявляемый способ не требует проведения дорогостоящих работ по изоляции зоны поглощения. Отсутствие необходимости транспортировать шлам на дневную поверхность снижает энергозатраты и затраты на утилизацию шлама, что экологически обосновано. Буровой раствор с малым содержанием твердой фазы (преимущественно тех. вода), который используется в качестве промывочного агента, является одним из самых дешевых типов растворов. И главное - способ технологичен для сложных горно-геологических условий высокопроницаемых трещиноватых газонасыщенных коллекторов.
Claims (7)
1. Способ проводки скважин в высокопроницаемых трещиноватых газонасыщенных коллекторах, при котором разрушают породу с прямой промывкой буровым раствором по бурильной колонне, удаляют выбуренную породу на дневную поверхность, затем по достижении в процессе бурения поглощающего трещиноватого газонасыщенного пласта, о чем судят по падению давления и отсутствию циркуляции, меняют промывочный агент на буровой раствор с малым содержанием твердой фазы и удаляют выбуренную породу в зону поглощения, затем формируют гидравлический затвор в затрубном пространстве скважины в виде плавающего столба над поглощающим пластом, отличающийся тем, что в качестве плавающего столба используют столб стабильной трехфазной пены, которую получают путем аэрации и смешивания непосредственно перед закачкой в затрубное пространство скважины пенообразующей жидкости и воздуха, с плотностью пены и высотой столба, достаточных для приведения в равновесие системы скважина-пласт, по достижении верхней границей плавающего столба трехфазной пены устья скважины аэрацию подачей воздуха прекращают и начинают подачу поверх столба трехфазной пены порции пенообразующей жидкости для придавливания пены.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в случаях начавшегося газопроявления наряду с закачкой пены в затрубное пространство скважины дополнительно ведут закачку бурового раствора с малым содержанием твердой фазы в бурильную колонну, не прекращая процесса бурения, причем интенсивность закачки трехфазной пены в затрубное пространство обеспечивают с превышением интенсивности газопроявления.
3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что плотность пены и высоту столба пенообразующей жидкости в затрубном пространстве скважины определяют из соотношений
где ρn, ρp- плотность соответственно пены и пенообразующей жидкости, кг/м3;
Рпл. - пластовое давление, Па;
Н - глубина залегания поглощающего пласта, м;
r - радиус бурильной колонны, м;
r1 - радиус скважины, м;
g - ускорение свободного падения, м/с2;
θ - статическое напряжение сдвигу, Па; θ = 80-110 Па;
h - высота столба пенообразующей жидкости в затрубном пространстве скважины, м;
k - коэффициент резерва, зависящий от глубины скважины, k= 1,08-1,15;
Δh - этаж газоносности, м.
где ρn, ρp- плотность соответственно пены и пенообразующей жидкости, кг/м3;
Рпл. - пластовое давление, Па;
Н - глубина залегания поглощающего пласта, м;
r - радиус бурильной колонны, м;
r1 - радиус скважины, м;
g - ускорение свободного падения, м/с2;
θ - статическое напряжение сдвигу, Па; θ = 80-110 Па;
h - высота столба пенообразующей жидкости в затрубном пространстве скважины, м;
k - коэффициент резерва, зависящий от глубины скважины, k= 1,08-1,15;
Δh - этаж газоносности, м.
4. Способ по одному из пп. 1-3, отличающийся тем, что до вскрытия поглощающего трещиноватого газонасыщенного пласта герметизируют устье скважины.
5. Способ по одному из пп. 1-4, отличающийся тем, что стабильность трехфазной пены обеспечивают путем периодической подачи через 12-14 ч бурения новой свежеприготовленной порции трехфазной пены с объемом 5 - 7 м3.
6. Способ по одному из пп. 1-4, отличающийся тем, что стабильность трехфазной пены при возникновении избыточного давления газа в затрубном пространстве скважины более 0,05 МПа обеспечивают путем полной замены столба трехфазной пены.
7. Способ по одному из пп. 1-5, отличающийся тем, что для получения пены требуемых параметров используют пенообразующую жидкость следующего состава, мас. %:
Твердая фаза - 20 - 25
Структурообразователь - 0,5 - 1
Пенообразователь - 0,5 - 1
Техническая вода - Остальное
Твердая фаза - 20 - 25
Структурообразователь - 0,5 - 1
Пенообразователь - 0,5 - 1
Техническая вода - Остальное
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001113640/03A RU2184206C1 (ru) | 2001-05-22 | 2001-05-22 | Способ проводки скважин в высокопроницаемых трещиноватых газонасыщенных коллекторах |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001113640/03A RU2184206C1 (ru) | 2001-05-22 | 2001-05-22 | Способ проводки скважин в высокопроницаемых трещиноватых газонасыщенных коллекторах |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2184206C1 true RU2184206C1 (ru) | 2002-06-27 |
Family
ID=20249793
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001113640/03A RU2184206C1 (ru) | 2001-05-22 | 2001-05-22 | Способ проводки скважин в высокопроницаемых трещиноватых газонасыщенных коллекторах |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2184206C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101220733B (zh) * | 2008-01-18 | 2011-02-09 | 山东大学 | 一种泡沫预析液装置 |
| CN109538199A (zh) * | 2018-11-28 | 2019-03-29 | 新疆维吾尔自治区煤田地质局煤层气研究开发中心 | 一种煤系地层含气量评价方法、装置及电子设备 |
| RU2697438C1 (ru) * | 2018-09-18 | 2019-08-14 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт земной коры Сибирского отделения Российской академии наук (ИЗК СО РАН) | Способ управления скважиной в условиях инерционного эффекта при первичном вскрытии продуктивного нефтегазорапонасыщенного пласта |
| RU2768569C1 (ru) * | 2021-09-07 | 2022-03-24 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин |
-
2001
- 2001-05-22 RU RU2001113640/03A patent/RU2184206C1/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| КРЫЛОВ В.И. Изоляция поглощающих пластов газовых скважин. - М.: Недра, 1980. Раздел "Бурение поглощающих пластов с аномально высоким давлением с промывкой водой без циркуляции. * |
| МЕХТИЕВ Э.Х. Бурение скважин с очисткой забоя аэрированными жидкостями. -М.: Недра, 1980, с.69, 70. МАКОВЕЙ Н.М. Гидравлика бурения. М.: Недра, 1986, с.496-502. БРОНЗОВ А.С. Бурение скважин с использованием газообразных агентов. - М.: Недра, 1979, с.194-199. * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101220733B (zh) * | 2008-01-18 | 2011-02-09 | 山东大学 | 一种泡沫预析液装置 |
| RU2697438C1 (ru) * | 2018-09-18 | 2019-08-14 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт земной коры Сибирского отделения Российской академии наук (ИЗК СО РАН) | Способ управления скважиной в условиях инерционного эффекта при первичном вскрытии продуктивного нефтегазорапонасыщенного пласта |
| CN109538199A (zh) * | 2018-11-28 | 2019-03-29 | 新疆维吾尔自治区煤田地质局煤层气研究开发中心 | 一种煤系地层含气量评价方法、装置及电子设备 |
| CN109538199B (zh) * | 2018-11-28 | 2022-04-26 | 新疆维吾尔自治区煤田地质局煤层气研究开发中心 | 一种煤系地层含气量评价方法、装置及电子设备 |
| RU2768569C1 (ru) * | 2021-09-07 | 2022-03-24 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4300633A (en) | Method of cementing wells with foam-containing cement | |
| CA2623057C (en) | In-situ solidification of invert emulsion fluids to form gas tight annular barrier | |
| EP0553134B1 (en) | A method of disposing of drilling wastes | |
| US5489740A (en) | Subterranean disposal of wastes | |
| EP1218621B1 (en) | Method and plugging material for reducing formation fluid migration in wells | |
| CN104711973A (zh) | 小直径桩复合地基施工方法 | |
| RU2184206C1 (ru) | Способ проводки скважин в высокопроницаемых трещиноватых газонасыщенных коллекторах | |
| MX2011005048A (es) | Metodos para reducir al minimo perdida de fluido a y determinar las ubicaciones de zonas de circulacion con perdida. | |
| US3692125A (en) | Method of drilling oil wells | |
| US5054553A (en) | Method of underground-water exploration during well-construction by hydraulic-system drilling | |
| RU2743123C1 (ru) | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин | |
| US3191390A (en) | Method of preparing subsurface and forming concrete column therein | |
| RU2259460C1 (ru) | Способ вскрытия бурением катастрофически поглощающего пласта | |
| RU2228437C2 (ru) | Способ изоляции водопритока или газопритока или зон поглощения | |
| US4491369A (en) | Creation of flow barriers and ground isolation by block displacement | |
| RU2183724C2 (ru) | Способ восстановления призабойной зоны пласта газовой скважины | |
| US2146732A (en) | Method of drilling wells | |
| RU2242580C1 (ru) | Способ проводки скважины в высокопроницаемых газонасыщенных коллекторах | |
| RU2778122C1 (ru) | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин | |
| RU2232258C2 (ru) | Способ крепления скважины | |
| RU2304698C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| WO2018093335A1 (en) | Ground stabilization method and system thereof | |
| RU2478768C1 (ru) | Способ бурения скважины | |
| RU2253729C1 (ru) | Способ строительства скважины | |
| RU2058474C1 (ru) | Способ бурения скважины |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20030523 |