METHOD FOR CREATING DEPRESSION ON FORMATION WITH WELL ROTOR DRILLING
СПОСОБ СОЗДАНИЯ ДЕПРЕССИИ НА ПЛАСТ ПРИ РОТОРНОМ БУРЕНИИ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к области строительства глубоких скважин, в частности к способам создания депрессии на пласт, и может быть использовано при углублении скважины для сохранения естественных коллекторских свойств разреза, уменьшения поглощения промывочной жидкости и других осложнений в коллекторах, повышения скорости проходки и снижения затрат на освоение месторождения в целом.
Известен способ разбуривания песчаных пробок в скважине с использованием призабойной обратной промывки, организуемой через компоновку низа бурильной колонны (КНБК) с помощью долота, струйного насоса и шламового фильтра, установленного до камеры смешения насоса.
Недостатком способа является невозможность его использования для создания депрессии на пласт при углублении скважины.
Цель изобретения - повышение эффективности способа за счет уменьшения загрязнения продуктивного пласта и обеспечения при этом бурения также наклонных и горизонтальных скважин одной компоновкой на депрессии и репрессии без дополнительных спуско-подъемных операций инструмента.
Поставленная цель достигается тем, что согласно способу создания депрессии на пласт при роторном бурении скважины, включающему промывку скважины поверхностным насосом через бурильную колонну труб, передачу осевой нагрузки и крутящего момента долоту и углубление скважины, периодическую приостановку углубления скважины, герметизацию затрубного пространства призабойным вращающимся пакером, установленным на цилиндрическом корпусе, включение обратной призабойной промывки с перепадом давления жидкости на пакере, создаваемого струйным насосом, установленным выше пакера на нижнем конце бурильной колонны и выполненным в виде сопла, камеры смешения и диффузора, гидравлически связанного с затрубным пространством, и возобновление углубления с депрессией на пласт, передачу осевой нагрузки и крутящего момента долоту проводят непосредственно через цилиндрический корпус, выполненный с возможностью уплотнения по наружной поверхности, который перемещают в процессе углубления на всю его длину с вращением внутри пакера при допустимо малой утечке жидкости между сопрягаемыми поверхностями с использованием комбинированного уплотнения, выполненного в виде металлического кольца, установленного первым по ходу утечки и резинового элемента, установленного вторым по ходу утечки жидкости в области пониженного давления и гидравлически связанного своей внутренней полостью с затрубным пространством повышенного давления над пакером, при этом пакер снабжают механическим замком, например, в виде подпружиненного шара, а цилиндрический корпус в нижней части снабжают обратным клапаном и выполняют в виде одной бурильной трубы или нескольких труб с диаметром соединений последних, равным диаметру тела трубы при общей длине цилиндрического корпуса не более длины используемых свеч.
Предлагаемый способ, в отличие от известного способа, основан на возможности использования в скважинных условиях комбинированного уплотнения, устанавливаемого в подвижном соединении типа втулка - труба, что позволяет отказаться от яса в КНБК для создания депрессии на пласт при углублении скважины. Комбинированное уплотнение включает металлическое кольцо и гидравлический резиновый элемент. Первое по ходу утечки жидкости металлическое кольцевое уплотнение воспринимает основной перепад давления и работает только в момент промывки скважины. В таком уплотнении нельзя достигнуть полной герметизации, так как зазор между сопрягаемыми поверхностями всегда имеется. Второе резиновое уплотнение, гидравлически соединенное своей внутренней полостью с областью высокого давления и установленное в области низкого давления, работает как при промывке, так и при отсутствии промывки в скважине. При промывке с перемещением цилиндрического корпуса (гладкой части бурильной колонны) относительно пакера резиновое уплотнение работает ненагруженно в щадящем режиме (основной перепад давления воспринимает металлическое кольцо) и дополнительно снижает утечку жидкости. Работа такого комбинированного уплотнения в целом позволяет свести утечку жидкости на пакере при углублении скважины к допустимо малому значению, определяющему величину создаваемой депрессии. В случае выключения промывки скважины (по технологическим причинам или, например, при наращивании инструмента) резиновое уплотнение, нагруженное своей внутренней полостью, повышенным затрубным давлением выше пакера, исключает утечку жидкости между сопрягаемыми поверхностями и способствует сохранению действующей депрессии на пласт. Для устранения перетока жидкости внутри колонны ее промывочный канал перекрывается обратным клапаном, что полностью устраняет репрессию на продуктивный пласт и уменьшает его загрязнение в моменты выключения промывки скважины. Введенный механический замок в виде подпружиненного шара позволяет жестко фиксировать пакер относительно бурильной колонны в транспортном положении, а также управлять пакером при бурении одной компоновкой на репрессии и на депрессии. При этом пакер может быть гидравлическим, механическим или другого типа. Оптимальная длина цилиндрического корпуса, определяющая разовый интервал бурения на депрессии с одной установки пакера зависит от нескольких факторов. В практике бурения наиболее распространена вышка высотой 41 м, позволяющая иметь свечи длиной около 25 м и бурильные трубы длиной 6, 8 и порядка 12 м. Поэтому в зависимости от назначения скважины (вертикальная, наклонная и др.), конкретной КНБК при заданных геолого-технологических условиях и режимных параметров оптимальная длина цилиндрического корпуса может быть представлена одной бурильной трубой или несколькими трубами общей длиной не более длины используемых свеч. В последнем случае соединения труб для сохранения наружного диаметра цилиндрического корпуса должны иметь утолщенные вовнутрь концы с нарезанной на них крупной (замковой) резьбой. Для снижения динамических нагрузок на пакер и предохранения пакера от нежелательного открытия в состав КНБК могут входить центраторы, устанавливаемые выше и ниже цилиндрического корпуса, а сам пакер может содержать якорь.
На фиг.1 дана схема устройства для реализации предлагаемого способа, транспортное положение или режим бурения скважины на репрессии; на фиг.2 - то же, режим повышения нагнетательного давления для перехода на депрессию; на фиг.3 - то же, режим бурения скважины на депрессии; на фиг.4 - то же, режим выключения промывки на депрессии.
Устройство содержит цилиндрический корпус 1 (фиг.1), установленный на нем с возможностью вращательного и поступательного перемещения пакер 2, установленный выше пакера 2 на нижнем конце бурильной колонны 3 с муфтой 4 струйный насос в виде сопла 5, камеры смешения 6 и диффузора 7, гидравлически связанного с затрубным пространством 8. Цилиндрический корпус 1 выполнен, например, в виде нескольких труб 9, 10 с диаметром соединений последних, равным диаметру тела трубы, при этом их общая длина не превышает длины используемых свеч. Сверху корпус 1 жестко связан через струйный насос с бурильной колонны 3, а снизу - с долотом (не показано). В нижней части корпуса 1 установлен обратный клапан 11, а в верхней части - шламовый фильтр 12 (возможно использование шламоизмельчителя). Пакер 2, например, гидравлического типа имеет жесткую связь с втулкой 13. Втулка 13 свободно одета на корпус 1 и при этом снабжена замком 14 в виде подпружиненного шара и комбинированным уплотнением в виде металлического кольца 15 и резинового элемента 16. Резиновый элемент 16 установлен вторым после кольца 15 по ходу утечки жидкости, а его внутренняя полость 17 связана каналом 18 с затрубным пространством 8 выше пакера 2. В транспортном положении замок 14 удерживает корпус 1 и пакер 2 от их взаимного перемещения. Повышение нагнетательного давления поверхностным насосом сверх рабочего значения передается каналом 19 на подпружиненный поршень 20 гидроцилиндра, который перемещается и перекрывает выход диффузора 7 (фиг.2). При снижении нагнетательного давления до рабочего значения поршень 20 гидроцилиндра снова возвращается в исходное состояние, а диффузор 7 отрывается. Внутренняя полость 21 пакера 2 при повышении нагнетательного давления сверх рабочего значения гидравлически сообщается через перепускной клапан 22 и отсекаемый клапан 23 с промывочным каналом 24 цилиндрического корпуса 1. Этому способствует уплотнительное кольцо 15 в верхней части втулки 13 и такое же дополнительное уплотнительное кольцо 25, установленное в нижней части втулки 13. В открытом закрепленном на стенке скважины положении пакера 2 замок 14 открывается при определенной осевой нагрузке и освобождает пакер 2 для свободного перемещения относительно корпуса 1 (фиг.3). При возврате корпуса 1 в прежнее относительно пакера 2 положение замок 14 снова закрывается. В транспортном положении отсекаемый клапан 23 открыт с помощью подпружиненного пальца 26, упирающегося в выступ 27 корпуса 1.
Способ осуществляют следующим образом.
Проводят роторное бурение скважины с передачей через бурильную колонну 3 осевой нагрузки и крутящего момента долоту (фиг.1). Бурение ведут в обычном режиме репрессии на пласт, но с обратной призабойной промывкой, создаваемой струйным насосом при рабочем нагнетательном давлении поверхностного насоса. Нагнетаемый при рабочем давлении поток жидкости направляется в сопло 5 струйного насоса и через диффузор 7 выходит в затрубное пространство 8. Далее основной поток движется к устью скважины, а часть потока циркулирует через забой с долотом, обратный клапан 11, шламовый фильтр 12, камеру смешения 6 и затрубное пространство 8. При этом замок 14 закрыт, пакер 2 относительно корпуса 1 не перемещается и находится в транспортном закрытом положении. В процессе углубления скважины в режиме репрессии может появиться необходимость быстрого перехода в режим депрессии, например при проходке продуктивного или поглощающего интервала разреза. В этом случае сразу же, не изменяя КНБК без СПО инструмента, переходят в режим бурения на депрессии. Для этого прекращают углубление скважины, т.е. подачу и вращение инструмента, поднимают инструмент порядка 1 м от забоя и кратковременно на несколько минут повышают сверх рабочего значения нагнетательное давление поверхностного насоса. Повышенное нагнетательное давление через канал 19 воздействует на подпружиненный поршень 20 гидроцилиндра. Подпружиненный поршень 20, рассчитанный на определенное давление, перемещается и перекрывает выход диффузора 7 струйного насоса (фиг.2). Так как обратный клапан 11 закрыт, а уплотняющие кольца 15, 25 препятствуют свободному выходу жидкости между корпусом 1 и втулкой 13, то повышенное давление, создаваемое поверхностным насосом, передается через камеру смешения 6 и клапаны 22, 23 во внутреннюю полость 21 гидравлического пакера 2. Это приводит к заполнению пакера 2 жидкостью, раскрытию и закреплению его на стенке скважины с герметизацией затрубного пространства. Затем, не снижая нагнетательного давления, т.е. в открытом закрепленном положении пакера 2 подают инструмент вниз и при некоторой осевой нагрузке отрывают замок 14 (фиг.3). При этом пакер 2, за счет возможности его свободного вращательного и поступательного перемещения относительно корпуса 1, остается в неподвижном состоянии на стенке скважины. В момент открытия замка 14 подпружиненный палец 26, упирающийся в выступ 27, смещается вниз и клапан 23 закрывается, сохраняя повышенное давление в полости 21 и открытое положение пакера 2. Снижают нагнетательное давление (через несколько минут после его повышения) до рабочего значения. Подпружиненный поршень 20 гидроцилиндра возвращается в исходное состояние и отрывает диффузор 7, обеспечивая переход на режим депрессии. Включают ротор, подают инструмент в скважину, передают осевую нагрузку и крутящий момент долоту непосредственно через цилиндрический корпус 1 и возобновляют углубление с депрессией на пласт. В процессе углубления корпус 1, представленный несколькими трубами 9, 10 и выполненный с возможностью уплотнения по наружной поверхности, перемещают на всю его длину внутри пакера 2. Перемещение корпуса 1 внутри пакера 2 проводят при допустимо малой утечке жидкости между сопрягаемыми поверхностями с использованием комбинированного уплотнения в виде металлического кольца 15 и резинового элемента 16. Нагнетаемый поверхностным насосом при рабочем давлении поток жидкости направляется в сопло 5 струйного насоса и через диффузор 7 выходит в затрубное пространство 8 и направляется к устью скважины. При этом образуется обратная промывка с перепадом давления жидкости на пакере 2: восходящий поток движется в основном из разбуриваемого пласта через забой с долотом, обратный клапан 11, шламовый фильтр 12, камеру смешения 6 и далее к устью скважины. Так как затрубное пространство полностью перекрыто неподвижным пакером 2, а величина утечки жидкости между сопрягаемыми поверхностями корпуса 1 и втулки 13 при их взаимном перемещении не велика, то в результате создается глубокая депрессия на пласт одновременно с углублением скважины. При этом первое по ходу действия напора металлическое кольцевое уплотнение 15 воспринимает основной перепад давления. Оставшийся перепад в щадящем режиме сдерживает резиновый элемент 16, внутренняя полость 17 которого связана каналом 18 с затрубным пространством 8 повышенного давления выше пакера 2. В момент проходки непроницаемого прослоя, когда приток из пласта снижается, перепад давления и, соответственно, утечка жидкости на комбинированном уплотнении 15, 16 возрастает, обеспечивая в целом нормальную работу устройства по всей толщине вскрытия интервала разреза. В случае выключения промывки, например, по технологическим причинам обратный клапан 11 (фиг.4) закрывается, резиновое уплотнение 16 нагружается всем перепадом давления через канал 18 и исключает утечку жидкости между корпусом 1 и втулкой 13, что сохраняет действующую депрессию и уменьшает загрязнение продуктивного пласта. После углубления скважины в режиме депрессии на всю длину корпуса 1 поднимают бурильный инструмент в прежнее относительно пакера 2 положение до взаимодействия выступа 27 с пальцем 26, открывают клапан 23, снижают давление в полости 21 и закрывают пакер 2. Одновременно в этом положении замок 14 закрывается, пакер 2 жестко фиксируется на корпусе 2 в транспортном положении и срывается со стенки скважины движущимся вверх инструментом. Затем опускают инструмент до забоя и продолжают бурение скважины в режиме депрессии или репрессии в аналогичной последовательности одной компоновкой без дополнительных спуско-подъемных операций инструмента. Так как осевая нагрузка долоту передается непосредственно через цилиндрический корпус 1 бурильного инструмента, то способ дополнительно может быть использован в наклонных и горизонтальных скважинах.
Предлагаемый способ позволяет проще и оперативнее проводить вскрытие геологического разреза вертикальными, наклонными и горизонтальными скважинами в режиме депрессии на пласт. При этом возможно бурение скважин одной компоновкой на депрессии и на репрессии без дополнительных спуско-подъемных операций инструмента. Геологическая эффективность способа заключается в снижении загрязнения продуктивной части разреза и повышении, в конечном счете, нефтеотдачи пласта. Экономическая эффективность способа достигается за счет сокращения средств на освоение продуктивных пластов, а также увеличения суммарной добычи углеводородов.
Библиографические данные источников информации, используемых при составлении описания изобретения.
Насосно-эжекторная скважинная струйная установка для очистки забоя скважины от песчаных пробок и способ ее работы. Хоминец З.Д. Патент СССР №2239728, 2004, F04F 5/02.