способ вскрытия продуктивного газоносного пласта бурением

Формула изобретения

Способ вскрытия продуктивного газоносного пласта бурением, включающий герметизацию устья, создание устьевого давления и депрессии на пласт путем регулирования устьевого давления и изменения плотности промывочной жидкости, отличающийся тем, что дополнительно в начальный момент вскрытия рассчитывают минимальную плотность промывочной жидкости по формуле



где ₀ - минимальная плотность промывочной жидкости в начальный момент вскрытия, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

H_к - глубина залегания кровли продуктивного пласта, м;

P_пл - проектная величина пластового давления, Па;

[P_у] - технологически достаточное давление устьевого оборудования при бурении согласно условию [P_у] P_пл - P_мин, где P_min - давление столба промывочной жидкости наименьшей плотности на глубине H_к, обеспечивающей технологический эффект, Па;

S_заб - площадь забоя, м²;

V_м - механическая скорость проходки, м/с;

m - коэффициент пористости породы;

Z - коэффициент сжимаемости газа;

P_о - атмосферное давление, Па;

Q - производительность насосов, м³/с,

а после механической герметизации устья доводят начальное устьевое давление до величины, определяемой по формуле

P_у1 = [P_у] - P_к.п,

где P_у1 - давление на устье в начальный момент вскрытия, Па;

P_к.п - гидравлические потери давления в кольцевом пространстве, Па,

и осуществляют бурение первого интервала продуктивного пласта при постоянном отслеживании величины давления в трубах в течение контрольного времени, определяемого по формуле

t₁ = (H_к S_к.п)/Q,

где t₁ - контрольное время бурения первого интервала, с;

S_к.п - площадь поперечного сечения кольцевого пространства, м²,

а депрессию на пласт создают в случае постоянства величины давления в трубах в процессе бурения последующих интервалов за контрольное время для первого интервала путем последовательного снижения устьевого давления до величины, определяемой по зависимости



где P_yi - давление на устье для вскрываемого i-го интервала, где i = 2, ..., n, Па;

h_j - вскрытый интервал бурения, где j = 1, ..., n, m,

а в случае снижения давления в трубах останавливают циркуляцию промывочной жидкости, рассчитывают фактическое пластовое давление по величине давления в трубах, корректируют минимальную плотность промывочной жидкости по формуле



где - минимальная плотность промывочной жидкости для вскрытия оставшейся части продуктивного пласта, кг/м³;

P_пл.ф - фактическое пластовое давление, Па,

вымывают пластовый флюид и доводят депрессию в кровле пласта до безопасной величины путем создания устьевого давления, величину которого определяют по формуле

P_y = P_yi - (P_пл.ф - P_пл.),

где P_y - давление на устье для вскрытия оставшейся части пласта, а i = n - 1, Па,

измеряют давление в трубах и поддерживают эту величину в процессе последующего бурения до подошвы пласта, управляя устьевым давлением.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к бурению газовых скважин с регулированием гидростатического давления в стволе скважины, и может быть использовано при вскрытии пластов большой мощности с аномально-высокими пластовыми давлениями (АВПД).

Анализ существующего уровня техники показал следующее:

известен способ вскрытия мощных газовых пластов с АВПД с регулированием противодавления на пласт путем изменения плотности промывочной жидкости (см. а.с. N 1278439 от 12.04.85 г., кл. E 21 В 21/00, опубл. в ОБ N 47, 1986 г.). Изменение плотности осуществляют сепарацией жидкости с помощью установки по глубине забойных сепараторов. Глубину установки последних определяют с помощью математического соотношения.

Недостатком указанного способа является высокая вероятность возникновения аварийных ситуаций и низкое качество вскрытия продуктивного пласта. При удалении газа, поступившего в скважину, для достижения необходимого противодавления на пласт требуется значительное утяжеление промывочной жидкости над сепаратором, который не может быть исключен из бурильной колонны без ее подъема. Значительное утяжеление промывочной жидкости приводит к следующим осложнениям: поглощениям промывочной жидкости и прихвату бурильной колонны. Весь пласт вскрывается в условиях репрессии. Технология не позволяет оперативно реагировать на изменение пластового давления и вести гибкое регулирование забойного давления, т.к. бурение проводят по жесткой программе противодавления на пласт в процессе одного долбления. Способ не может быть реализован при равновесии давлений или депрессии на пласт из-за отсутствия герметизирующего устьевого устройства;

известен способ вскрытия мощных газовых пластов с АВПД с регулированием противодавления на пласт путем изменения плотности промывочной жидкости (см. а. с. N 1454950 от 6.04.87 г., кл. E 21 B 21/00, опубл. в ОБ N 4, 1989 г.). Выделяют утяжеляющую добавку полностью на глубине кровли пласта, а стенки скважины кольматируют пульпой, утяжеляющей добавки промывочной жидкости.

Недостатком указанного способа является высокая вероятность возникновения аварийных ситуаций и низкое качество вскрытия продуктивного пласта. Технология предполагает бурение на депрессии после кольматирования ствола скважины. При создании депрессии возможно активное поступление пластового флюида на участке от забоя до сепаратора и при неконтролируемом разрушении стенок скважины. Низкая безопасность процесса бурения также возникает из-за отсутствия герметизированного устья в случае поступления газообразного пластового флюида. По способу нарушается основное требование к качеству вскрытия продуктивного пласта - сохранение естественной проницаемости призабойной зоны, т.к. предусмотрена специальная кольматация пласта, что потребует дополнительных затрат при освоении;

в качестве прототипа взят способ вскрытия продуктивного газоносного пласта бурением, изложенный в способе бурения скважины при депрессии на пласт (см. а.с. N 1573926 от 15.09.87 г., кл. E 21 В 21/00, опубл. в ОБ N 5, 1995 г. ). По способу поддерживают под долотом величину забойного давления меньше пластового, спускают временную незацементированную обсадную колонну с зазором по отношению к предыдущей обсадной колонне большего диаметра, а промывку скважины в кольцевом пространстве между бурильными трубами и временно незацементированной обсадной колонной осуществляют через открытое устье скважины нисходящим потоком промывочной жидкости плотностью, большей, чем плотность промывочной жидкости, закачиваемой в бурильные трубы, и с расходом, увеличивающимся при понижении уровня в открытом устье скважины. Слияние встречных нисходящего и восходящего потоков промывочной жидкости осуществляют под нижним концом временной незацементированной обсадной колонны, причем после слияния встречных потоков промывочной жидкости объединенный поток направляют вверх через кольцевое пространство между временной незацементированной обсадной колонной и предыдущей обсадной колонной большего диаметра.

Недостатком указанного способа является высокая вероятность возникновения аварийных ситуаций и низкое качество вскрытия продуктивного пласта. Предлагаемая герметизация устья скважины обладает высокой инерционностью в управлении величиной избыточного устьевого давления, т.к. требуется изменение величин плотностей жидкостей, закачиваемых в бурильные трубы и кольцевое пространство. Способ не позволяет контролировать давление на устье по мере разгазирования жидкости в кольцевом пространстве скважины, обязательно поступающего в скважину при депрессии и с выбуренной породой. Система управления уровнем жидкости в открытом устье скважины изменением гидравлического сопротивления, регулируемого дросселем, требует: при понижении уровня промывочной жидкости в открытом устье, являющегося признаком поглощения, увеличивать давление на дросселе, что ведет к интенсивным поглощениям промывочной жидкости; при повышении уровня промывочной жидкости, являющегося признаком проявления, уменьшать давление на дросселе, что приведет к интенсивным проявлениям. Способ не учитывает гидродинамические составляющие давления в кольцевом пространстве, которые существенно влияют на величину забойного давления и на взаимодействие скважины с пластом, что ухудшает коллекторские свойства призабойной зоны пласта. Кроме того, реализация данного способа требует дополнительных затрат на разделение смешивающихся жидкостей или на их приготовление.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, сводится к следующему: повышается безопасность и качество вскрытия при депрессии на продуктивный пласт в условиях АВПД.

Технический результат достигается с помощью известного способа, включающего герметизацию устья, создание устьевого давления и депрессии на пласт путем регулирования устьевого давления и изменения плотности промывочной жидкости, в котором дополнительно в начальный момент вскрытия рассчитывают минимальную плотность промывочной жидкости по формуле



где ₀ - минимальная плотность промывочной жидкости в начальный момент вскрытия, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

H_к - глубина залегания кровли продуктивного пласта, м;

P_пл - проектная величина пластового давления, Па;

[P_у] - технологически достаточное давление устьевого оборудования при бурении, согласно условию [P_у] P_пл - P_min, Па, где P_min - давление столба промывочной жидкости наименьшей плотности на глубине H_к, обеспечивающей технологический эффект, Па;

S_заб - площадь забоя, м²;

V_м - механическая скорость проходки, м/с;

m - коэффициент пористости породы;

z - коэффициент сжимаемости газа;

P_о - атмосферное давление, Па;

Q - производительность насосов, м³/с,

а после механической герметизации устья доводят начальное устьевое давление до величины, определяемой по формуле

P_у1 = [P_у] - P_к.п,

где P_у1 - давление на устье в начальный момент вскрытия, Па;

P_к.п - гидравлические потери давления в кольцевом пространстве, Па

и осуществляют бурение первого интервала продуктивного пласта при постоянном отслеживании величины давления в трубах в течение контрольного времени, определяемого по формуле

t₁ = (H_кS_к.п)/Q

где t₁ - контрольное время бурения первого интервала, сек;

S_к.п - площадь поперечного сечения кольцевого пространства, м², а депрессию на пласт создают в случае постоянства величины давления в трубах в процессе бурения последующих интервалов за контрольное время для первого интервала, путем последовательного снижения устьевого давления до величины, определяемой по зависимости



где P_уi - давление на устье для вскрываемого i-го интервала, где i = 2, ..., n, Па;

h_j - вскрытый интервал бурения, где j = 1, ..., n, м,

а в случае снижения давления в трубах, останавливают циркуляцию промывочной жидкости, рассчитывают фактическое пластовое давление по величине давления в трубах, корректируют минимальную плотность промывочной жидкости по формуле



где - минимальная плотность промывочной жидкости для вскрытия оставшейся части продуктивного пласта, кг/м³;

P_пл.ф - фактическое пластовое давление, Па,

вымывают пластовый флюид и доводят депрессию в кровле пласта до безопасной величины путем создания устьевого давления, величину которого определяют по формуле

P_у = P_уi - (P_пл.ф -P_пл),

где P_у - давление на устье для вскрытия оставшейся части пласта, а i = n-1, Па,

измеряют давление в трубах и поддерживают эту величину в процессе последующего бурения до подошвы пласта, управляя устьевым давлением. Из предлагаемой совокупности признаков отличительной части формулы изобретения известен расчетный способ определения фактического пластового давления по величине давления в трубах в процессе ликвидации газопроявлений при строительстве скважин (см. Зубарев В.Г. Прогнозирование, предупреждение и ликвидация проявлений в скважинах. М., ВНИИОЭНГ, 1979, с. 27; Временная инструкция по предупреждению и ликвидации газонефтеводопроявлений при строительстве скважин. М. , РАО "Газпром", утв. 19.03.97 г., с. 21). По способу останавливают циркуляцию промывочной жидкости, герметизируют устье, измеряют давление в трубах и рассчитывают фактическое пластовое давление по известной формуле. Вымывание газа, поступившего в скважину, проводят так, как указано в п. США N 4253530, от 9.10.79 г., кл. E 21 В 7/00, 21/08, опубл. 3.03.81 г. , Dresser Industries, Inc. Остальная совокупность признаков отличительной части формулы изобретения, используемая с получением заявляемого технического результата, не выявлена по имеющимся источникам известности (патентной документации и научно-технической литературы).

Предлагаемое изобретение имеет изобретательский уровень.

Способ регулирования забойного давления путем изменения устьевого давления является предпочтительным, т.к. позволяет повысить безопасность бурения за счет оперативного реагирования на изменение забойных условий и регулирования забойного давления, повысить качество вскрытия за счет создания безопасной депрессии в кровле продуктивного пласта и снижение возможной репрессии на подошву пласта. Это достигается в результате уменьшения плотности промывочной жидкости, величина которой тем меньше, чем больше величина приложенного давления на устье. Представленные на фиг. 1 графики распределения давлений в системе "скважина-пласт" иллюстрируют данное условие.

На оси абсцисс (давлений) отмечены значения давлений на устье P_у и пластовое P_пл. На оси ординат (глубины) отмечены значения глубин залегания кровли H_к и подошвы H_п продуктивного пласта.

Прямая 1 характеризует распределение по глубине гидростатического давления промывочной жидкости плотностью , которая выбрана по величине пластового давления в кровле продуктивного пласта

P_пл= gH_к. (1)

Прямая 2 характеризует распределение по глубине гидростатического давления промывочной жидкости плотностью , которая выбрана по величине пластового давления с учетом давления на устье P_у

P_пл= gH_к+P_y. (2)

Прямая 3 характеризует распределение по глубине давления в скважине, создаваемое гидростатическим давлением промывочной жидкости плотностью и устьевым давлением P_у

Отметим, что



Причем tg>tg >,

где tg - тангенс угла наклона прямой 1 к оси глубин;

tg - тангенс угла наклона прямой 2 к оси глубин.

Из формулы (4) видно, что для обеспечения равновесия забойного и пластового давлений приложение давления на устье позволяет существенно снижать плотность промывочной жидкости. Наименьшее значение плотности этой жидкости ограничивается лишь технологической целесообразностью, а давление на устье [P_у] следующим неравенством:

[P_у] P_пл - P_min (5)

P_min= _mingH_к, (6)

где [P_у] - технологически достаточное давление устьевого оборудования при бурении и обеспечивается техническими возможностями, Па:

P_min - давление столба промывочной жидкости наименьшей плотности на глубине H_к, Па;

_min - плотность воды или нефти, если предполагается применение промывочной жидкости на нефтяной основе, кг/м³.

Минимальное значение плотности может быть найдено из условия приложения максимального устьевого давления P_{у max}, величина которого должна быть меньше технологически достаточного давления устьевого оборудования при бурении [P_у] на величину снижения давления P_a, связанного с поступлением газа в промывочную жидкость с выбуренной породой. Это снижение определяется по известной формуле:



где a_о - газосодержание промывочной жидкости за счет газа, поступившего с выбуренной породой, приведенное к нормальным условиям.

С учетом выражений (7) и (8) величина максимального устьевого давления определяется по формуле:



Подставив P_{у max} в качестве значения P_у в формулу (2), на основании вышеизложенного имеем выражение для определения минимальной плотности промывочной жидкости = ₀.

Для выполнения условия равновесия забойного и пластового давлений (равновесия давлений) при вскрытии пласта бурением с промывочной жидкостью минимальной плотности требуется обязательно создавать устьевое давление. В статическом состоянии скважины это давление равно величине максимального устьевого давления P_{у max}. При бурении необходимо компенсировать снижение забойного давления P_a и обеспечить гидродинамическое равновесие, поэтому создаваемое устьевое давление должно быть меньше технологически достаточного давления устьевого оборудования [P_у] на величину гидравлических потерь давления в кольцевом пространстве P_к.п.

В связи с тем, что устьевое давление рассчитывается по проектным данным и возможно несоблюдение условия равновесия давлений в реальной скважине, следует убедиться в безопасности бурения при созданном устьевом давлении в течение контрольного времени. За контрольное время принято время вымывания пачки промывочной жидкости с глубины кровли пласта на поверхность, что позволяет получить однозначный ответ о притоке газа в скважину.

Основным признаком поступления газа в скважину является снижение давления в трубах и дополнительным - увеличение расхода промывочной жидкости, выходящей из скважины. Выбор основного признака объясняется технической характеристикой применяемого дросселя. Его конструкция обеспечивает величину давления, на которую он настроен, независимо от переменного расхода промывочной жидкости, выходящей из скважины. Этот принцип работы дросселя не позволяет отметить флюидопроявление или поглощение промывочной жидкости. При этом заданному устьевому давлению соответствует определенное давление в трубах и, согласно закону сообщающихся сосудов, в случае изменения забойного давления меняется величина давления в трубах.

Отсутствие флюидопроявлений, наряду с другими признаками, свидетельствует о равновесии системы "скважина-пласт". С целью уменьшения противодавления на пласт снижают устьевое давление по мере углубления скважины, обеспечивая равновесие давлений на забое. Величина снижения устьевого давления равна приросту гидростатического давления промывочной жидкости на пробуренный интервал и определяет устьевое давление для бурения последующего интервала. Изменение гидравлических потерь давления в кольцевом пространстве по мере углубления принимается малым и не учитывается, т.к. не меняется гидравлическая программа промывки скважины. Контрольное время бурения с заданным устьевым давлением принимается постоянным независимо от глубины забоя в связи с тем, что активное поступление газа начинается с кровли продуктивного пласта.

Таким образом, при выполнении условия постоянства давления в трубах при бурении, соблюдается определенная схема снижения устьевого давления по мере углубления скважины, отображенная на фиг. 2.

На оси абсцисс (давлений) отмечены значения давлений на устье скважины [P_у] , P_у1, P_уi, P_{у n-1}, P_у и пластовые P_пл, P_пл.ф. На оси ординат (глубины) отмечены значения глубин залегания кровли H_к, подошвы H_п продуктивного пласта и интервалы бурения. Приняты следующие обозначения относительно интервалов бурения: интервалу, который предстоит вскрыть бурением, присваивается индекс "i", а пробуренному интервалу - индекс "j". Следовательно, один и тот же интервал в начале бурения рассматривается как i-й, а по завершении бурения - как j-й. Относительно устьевых давлений: устьевым давлениям всегда присваивается индекс "i", т.к. они рассматриваются в начале бурения интервала (i-го).

Прямая 1 характеризует распределение давления в скважине, заполненной промывочной жидкостью ₀, с учетом гидравлических потерь давления в кольцевом пространстве P_к.п

Прямая 2 характеризует начальное устьевое давление P_у1, создаваемое для бурения первого интервала.

Прямые 3 характеризуют устьевые давления P_уi для вскрытия i-x интервалов, создаваемые путем снижения начального давления P_у1 при постоянстве давления в трубах в процессе бурения предыдущего j-го интервала в течение контрольного времени.

Прямая 4 характеризует распределение давления в скважине, заполненной промывочной жидкостью откорректированной плотности , с учетом гидравлических потерь давления в кольцевом пространстве.

Прямая 5 характеризует устьевое давление P_у, создаваемое для бурения оставшейся части пласта до подошвы и обеспечивающее безопасную депрессию P в кровле продуктивного пласта.

Жирным шрифтом обозначена линия распределения забойного давления по интервалам вскрываемого продуктивного пласта.

Поинтервальное снижение устьевого давления поддерживает гидродинамическое равновесие давлений на забое, при котором значительно уменьшается воздействие промывочной жидкости на пласт и сохраняются его коллекторские свойства, что способствует повышению качества вскрытия продуктивного пласта.

В то же время при снижении устьевого давления в кровле пласта возникает переменная депрессия, величина которой возрастает по мере углубления скважины, и является причиной притока газа в скважину. Следует отметить, что безопасная депрессия P (фиг. 2) определяется условием поступления газа, а не условием устойчивости стенок скважины. Во-первых, с точки зрения безопасности бурения более значимой является депрессия, при которой начинает поступать газ в скважину. Во-вторых, величина депрессии, вызывающей приток, меньше величины депрессии, при которой нарушается устойчивость стенок скважины. В результате притока газа в скважину возникает опасность осложнения бурения в виде неконтролируемого газопроявления. Поэтому необходимо своевременно и оперативно реагировать на изменение забойного давления и соответственно его регулировать, что достигается в большей степени путем изменения устьевого давления по сравнению с другими способами регулирования. Кроме того, поинтервальное снижение давления создает запас для регулирования устьевым давлением, т.е. чем больше снижение давления, тем больше безопасность при ликвидации газопроявления.

При обнаружении признаков газопроявления завершается процесс поинтервального снижения устьевого давления и проводятся технологические операции, предусмотренные при ликвидации флюидопроявлений, позволяющие расчетным путем определить фактическое пластовое давление, безопасную депрессию в кровле пласта и откорректировать при необходимости плотность промывочной жидкости. Для повышения безопасности дальнейшего бурения целесообразно поддерживать в кровле пласта постоянную депрессию P независимо от количества газа, поступившего на забой и определяемого при вымыве газированной пачки промывочной жидкости. Безопасная депрессия по величине соответствует депрессии в кровле пласта, создаваемой при бурении интервала, предшествующего интервалу обнаружения газопроявления. На основании этого условия и, учитывая фактическое пластовое давление, откорректированную плотность промывочной жидкости для дальнейшего вскрытия пласта, можно записать следующие равенства для определения величины безопасной депрессии в кровле пласта:



где P_пл.ф - фактическое пластовое давление, Па;

P_уi - устьевое давление, создаваемое при бурении интервала i=n-1, предшествующего интервалу, при бурении которого начался приток газа в скважину, Па;

P_у - устьевое давление, обеспечивающее безопасную депрессию при бурении на промывочной жидкости откорректированной плотности , Па.

Решая уравнения (10) и (11) относительно P_у, определяется величина устьевого давления, которое необходимо создать для бурения оставшейся части пласта до подошвы. Соответствующее давление в трубах и его постоянство при бурении свидетельствует о постоянной безопасной депрессии в кровле пласта. При возможном его снижении необходимо путем изменения устьевого давления поддерживать заданную величину давления в трубах постоянной. Соблюдение этого условия по мере углубления скважины нарушает равновесие давлений на забое, т. е. вскрытие ведется на репрессии. Следует отметить, что в данном случае величина репрессии P_p будет значительно меньше репрессии, возникающей при традиционном вскрытии на той же глубине забоя.

Более подробно сущность заявляемого способа поясняется следующим примером.

Пример. Продуктивный пласт представлен песчаниками валанжинских отложений, скважина Р-110 Заполярная Уренгойского газоконденсатного месторождения. Устье скважины герметизировано вращающимся превентором ПВ С-1-280х7,5 МПа, на выходе из скважины установлен дроссель, циркуляционная система включает дегазатор.

Исходные данные:

Проектная глубина скважины H_п, м - 3440

Проектный горизонт, сложен песчаниками - БТ-11

Глубина залегания кровли пласта H_к, м - 3340

Пластовое давление P_пл, МПа - 41,27

Механическая скорость проходки V_м, м/ч - 3

Усредн. наружный диаметр бурильной колонны d_н, м - 0,097

Усредн. внутренний диаметр бурильной колонны d_в, м - 0,077

Усредн. диаметр скважины D_с, м - 0,154

Диаметр долота D_д, м - 0,140

Коэффициент пористости породы m - 0,2

Коэффициент сжимаемости газа z - 0,912

Производительность насоса Q, м³/с - 0,005

Допустимое рабочее давление вращающегося превентора ПВС-1- 280х7,5 МПа при бурении [P_у], МПа - 3,5

Атмосферное давление P_о, МПа - 0,1

Статическое напряжение сдвига промывочной жидкости , Па - 5

До кровли пласта спущена техническая колонна, разбуривание цементного стакана проводят на рабочей промывочной жидкости с последующей заменой на облегченную для вскрытия продуктивного пласта.

Определяют минимальную плотность промывочной жидкости в начальный момент вскрытия продуктивного пласта, учитывая технологическую достаточность допустимого рабочего давления вращающегося превентора, т.к. при P_min= 10009,813340 = 32,76 МПа удовлетворяется условие [P_у] 41,27- 32,76 = 8,5 МПа



Вскрытие пласта проводят на промывочной жидкости следующего состава, мас.%:

Бентонитовая глина - 8

КССБ - 1

КМЦ - 0,2

Нефть - 2

Барит - 5

Вода - Остальное

обеспечивающую рассчитанное ₀ . Перед началом бурения определяют гидравлические потери давления в кольцевом пространстве, которые равны P_к.п = 1,81 МПа, и создают устьевое давление с помощью перекрытия дросселя, равное

P_у1 = (3,5 - 1,81)10⁶ = 1,69 МПа. При этом давление в трубах равно сумме давления на преодоление гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе P_ц.с =16 МПа и созданного устьевого давления: P_т1 = (16+1,69)10⁶ = 17,69 МПа.

Осуществляют бурение первого интервала с постоянным давлением на устье 1,69 МПа, отслеживая давление в трубах, в течение контрольного времени, равного



При бурении в течение 2 ч фактической механической скоростью 2 м/ч, газосодержанием выходящей из скважины промывочной жидкости, которое соответствует фоновому значению 3%, т.е. за счет газа, поступающего с выбуренной породой, давление в трубах сохранялось постоянным, что свидетельствует об отсутствии притока газа в скважину. Снижают давление на устье до величины, с которой будет вскрываться второй интервал, равной

P_у2 = 1,6910⁶ - 11559,8122 = 1,64 МПа. При этом давление в трубах снижается до величины P_т2 = 17,64 МПа.

Осуществляют бурение второго интервала с постоянным давлением на устье 1,64 МПа, отслеживая давление в трубах, в течение 2 ч. По истечении этого времени давление в трубах сохраняется равным 17,64 МПа, фактическая механическая скорость проходки второго интервала 3 м/ч, газосодержание промывочной жидкости на выходе из скважины - 3%. Производят снижение устьевого давления до величины P_у3= 1,6910⁶ - 11559,81(22+32) = 1,58 МПа; давление в трубах - P_т3 = 17,58 МПа.

Осуществляют бурение третьего интервала с устьевым давлением 1,58 МПа, наблюдая за давлением в трубах, в течение 2 ч. При бурении этого интервала с фактической механической скоростью проходки 2,5 м/с также сохраняется давление в трубах постоянным, газосодержание промывочной жидкости прежнее. Для бурения четвертого интервала снижают устьевое давление до величины

P_у4 = 1,6910⁶ - 11559,81(22+32+2,52)= 1,52 МПа; давление в трубах- P_т4= 17,52 МПа.

Бурение четвертого интервала проводят также в течение 2 часов с механической скоростью 3,5 м/с, изменения газосодержания промывочной жидкости и снижения давления в трубах не наблюдают, что свидетельствует о равновесии системы "скважина-пласт". Снижают устьевое давление до величины

P_у5 = 1,6910⁶ - 11559,81(22+32+2,52+3,52)= 1,44 МПа; давление в трубах - P_т5 = 17,44 МПа.

Осуществляют бурение пятого интервала с устьевым давлением 1,44 МПа, отслеживая давление в трубах. Через час бурения с механической скоростью 2,5 м/с происходит снижение давления в трубах до величины 17,1 МПа, что свидетельствует о притоке газа в скважину в результате депрессии, образовавшейся в кровле пласта.

Останавливают процесс углубления и промывки скважины. Скважину "закрывают" и по величине давления в трубах P_т = 3,91 МПа определяют фактическое пластовое давление по формуле:



Корректируют минимальную плотность промывочной жидкости того же состава



добавляя барит до 7%.

Возобновляют промывку скважины с прежней производительностью насосов и вымывают пачку газированной промывочной жидкости с одновременным доведением плотности до требуемой величины. Вымывание пачки ведут с поддержанием постоянного давления в трубах, при котором не наблюдалось поступление газа в скважину, т. е. P_т4 = 17,52 МПа, обеспечивая постоянное давление на забое путем изменения давления на устье. При подходе газированной пачки к поверхности устьевое давление возросло до 2,9 МПа, газосодержание выходящей из скважины промывочной жидкости составило 10%.

На кровле продуктивного пласта безопасная депрессия равна P = 42,0310⁶ - (11559,813340 +1,5210⁶+1,8110⁶) = 0,86 МПа. Для вскрытия оставшейся части продуктивного пласта с глубины 3364,5 м до подошвы 3440 м на промывочной жидкости минимальной плотности 1180 кг/м³ создают давление на устье, обеспечивающее бурение с безопасной депрессией в кровле пласта, и равное

P_у= P_у4-(P_пл.ф-P_пл) = 1,5210⁶ - (42,03 - 41,27)10⁶ = 0,76 МПа. При этом давление в трубах 16,76 МПа.

Осуществляют бурение оставшейся части продуктивного пласта с поддержанием этого давления в трубах постоянным путем изменения давления на устье с помощью дросселя. Газосодержание промывочной жидкости, выходящей из скважины, составляет 3%. На забое создается репрессия, возрастающая по мере углубления, на подошве продуктивного пласта ее величина P_p= (11809,813440+0,7610⁶ + 1,8110⁶)- 42,0310⁶ = 0,36 МПа, что составляет 0,9% превышения над пластовым давлением.

Продуктивный пласт вскрыт с кровли до глубины 3364,5 м на депрессии, а оставшаяся часть до подошвы пласта - на репрессии с сохранением безопасной депрессии в кровле. В результате, воздействие промывочной жидкости на призабойную зону пласта незначительно, что позволяет максимально сохранить естественную проницаемость пласта и повышает качество вскрытия. Использование устьевого давления для регулирования забойного обеспечивает оперативность и простоту в реализации, т.к. не требуется существенных дополнительных затрат на приготовление утяжеленного раствора и изменение гидравлической программы промывки скважины. Также позволяет определить фактическое пластовое давление и состав пластового флюида непосредственно в процессе бурения, что обеспечивает достоверность величины давления, действующего на пласт, и способствует снижению вероятности возникновения аварийных ситуаций.

Технология включает традиционное буровое оборудование и инструмент, в дополнение к которому требуется серийно выпускаемое устьевое оборудование: вращающийся превентор, дроссель с изменяющимся проходным сечением, дегазатор. Способ целесообразно применять при вскрытии газовых пластов, находящихся в неустойчивом гидродинамическом равновесии со скважиной, т.е. когда процесс поглощения и газовыделения происходит одновременно (например, на месторождениях предприятий Тюменбургаза).