СПОСОБ ОБРАБОТКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам гидромеханического упрочнения ствола в процессе бурения скважин различного назначения.

Известен способ упрочнения стенок скважины при бурении, включающий обработку стенки скважины струей промывочной жидкости, истекающей из боковой насадки кольматационного переводника и содержащей мелкодисперсную фракцию гидрофобного материала - МГМ с размерами частиц 0,1-100 мкм (пат. РФ №2153572, Е21B 33/138, опубл. 27.07.2000 г.).

Недостатками способа являются сложность приготовления и применения раствора с МГМ, а также ограниченная область реализации - интервал продуктивной толщи.

Наиболее близким к предлагаемому способу по технической сущности и достигаемому эффекту является способ обработки ствола скважины путем подачи гидромониторных струй промывочной жидкости на стенки скважины в процессе бурения с введением в нее портландцемента с концентрацией 7÷50% вес. для формирования в интервале обработки твердеющего приствольного экрана (пат. РФ №2211301, E21B 33/13, опубл. 13.09.2002 г.).

Недостатками способа являются технологическая сложность приготовления и применения в промысловых условиях из-за высоких рисков схватывания и твердения гельцементного раствора в циркуляционной системе.

Цель изобретения - нелинейное повышение показателей качества и эффективности строительства скважин гидромеханическим упрочнением ствола до градиента горного давления.

Указанная цель достигается тем, что в способе обработки ствола скважины путем подачи гидромониторных струй бурового раствора на стенки скважины в процессе бурения с введением в него портландцемента согласно изобретению в состав бурового раствора вводят портландцемент с концентрацией 3÷4% вес. для формирования в приствольной зоне мгновенно твердеющего зацементированного экрана глубиной не более 50 мм, повышающего гидромеханическую прочность ствола скважины при действии репрессии в интервале 0,20÷0,23⋅10^-1 МПа/м, а при депрессии - в интервале 0,3÷0,5⋅10^-1 МПа/м, при этом гидромеханическую кольматацию ствола скважины проводят одновременно с бурением при скорости истечения бурового раствора из насадки 30÷150 м/с с частотой вращения долота 0,5÷2,5 С^-1 и силой динамического удара струи в стенку скважины 0,12÷0,65 тс, а время контакта пятна струи и горной породы составляет 0,01÷0,001 с.

Компонентный состав и технологические параметры промывочной жидкости приведены в таблицах 1 и 2.

Способ осуществляют следующим образом.

Режим бурения скважины поддерживают при следующих технологических параметрах: скорость истечения жидкости из гидромониторной насадки наддолотного переводника 30÷150 м/с, частота вращения долота 0,5÷2,5 с^-1, сила динамического удара струи в стенку скважины 0,12÷0,65 тс, время контакта пятна струи и горной породы 0,01÷0,001 с. Механизм формирования гидроизолирующего экрана в стволе скважины происходит за счет передачи кинетической энергии гидромониторной струи жидкости на приствольную зону и реализации эффектов квантовой механики - синхронизации, согласованности действия технологических параметров и экзотермических реакций. В результате время формирования кольматации приствольной зоны и твердения сокращается до 0,0012÷0,0015 с, а гидромеханическая прочность ствола при действии репрессий и депрессий повышается до градиента горного давления 0,18÷0,23⋅10^-1 МПа/м. В этих термодинамических условиях в призабойной зоне бурящейся скважины одновременно с углублением забоя происходит мгновенно, в 0,01÷0,001 с, формирование твердеющего гидроизолирующего экрана, состоящего из зоны кольматации, заполнившей каналы фильтрации горных пород с глубиной проникновения твердой фазы (глинистые и цементные частицы промывочной жидкости) до 40÷50⋅10^-3 м и концентрацией ее в терригенных и трещинных коллекторах до 85÷95%, а также адгезионного покрытия на стенках скважины, толщиной 2÷3⋅10^-3 м, физико-химически связанного с поверхностью горных пород.

Бурение интервала установки промежуточной технической колонны диаметром 245 мм 1875-2301 м в скважине №983 Кулешовского нефтяного месторождения ОАО «Самаранефтегаз» (проектная глубина 3403 м), представленного поглощениями и газоводопроявлениями в серпуховских и визейском ярусах, проводилось роторным способом полимеризвестковым буровым раствором с параметрами, представленными в таблице 1. В состав бурового раствора вводят 4% портландцемент. Для гидромеханической обработки ствола в компоновку низа инструмента включают наддолотный переводник-кольмататор с боковой насадкой диаметром 13 мм. Режим гидромеханической кольматации приствольной зоны согласован с режимом бурения скважины согласно ГТН. Скорость истечения струи бурового раствора составляет 90 м/с, сила динамического удара порядка 0,18 тс. В процессе бурения скважины поглощения и газопроявления отсутствовали. Но их признаки (кратковременные утечки раствора до 0,4÷2,0 м³/ч) отмечены в интервалах: 1945-1976 м, 1977-1984 м, 1985-1996 м, 2132-2135 м, 2145-2156 м. Процесс бурения скважины в интервале 1945-2365 м проходил без осложнений при нормальной циркуляции бурового раствора и положении статистического уровня на устье скважины без производства изоляционных работ.