способ раннего распознавания зон аномально высоких пластовых давлений (авпд) в процессе бурения

Формула изобретения

Способ раннего распознавания вхождения в зону аномально высокого пластового давления (АВПД), включающий измерение технологических параметров по сигналам от наземных первичных преобразователей-датчиков, в частности измерение механической скорости бурения, и контроль режима разрушения пород на забое, а именно: поверхностный, объемно-усталостный или объемный, отличающийся тем, что в интервалах вхождения и дальнейшего разбуривания зон АВПД производят непрерывный контроль углубления забоя за один оборот долота и отношений текущей скорости бурения к соответствующей скорости в предшествующем долблении в одинаковых периодах времени от начала долблений и при идентичной литологии разреза, при этом контролируют углубление забоя за оборот долота более 0,3...0,4 мм при одновременном устойчивом во времени более 0,5 ч повышении механической скорости по сравнению с предшествующей и прогнозируют величину дифференциального давления между давлением промывочной жидкости на забое и пластовым давлением в пределах 3...4 МПа, при углублении забоя за оборот долота более чем на 1/3 средней высоты зубьев шарошечных долот или вылета резцов для долот режуще-скалывающего действия при одновременном повышении механической скорости в 2,5...3,0 раза для глинистых пород и в 1,7...2,0 раза для остальных пород прогнозируют величину дифференциального давления в пределах 0,5...1,0 МПа.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к технологии бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к способам предупреждения и предотвращения осложнений и аварий, связанных с нефтегазопроявлениями при разбуривании зон аномально высоких пластовых давлений АВПД. Способ обеспечивает раннее распознавание при вхождении в зоны АВПД, и на этой основе решают проблему.

Известны способы предупреждения аварий и осложнений в процессе бурения, связанные с нефтегазопроявителями при АВПД, основанные на контроле процессов притока пластовых флюидов в скважину посредством измерений определенных комплексов технологических параметров по сигналам от наземных первичных преобразователей-датчиков (Геолого-технологические исследования в процессе бурения. РД 39-0147716 102, 1987). К числу указанных параметров относятся: газосодержание и термоэлектрические характеристики бурового раствора на выходе, давление в нагнетательной линии, уровень раствора в емкостях, скорость потока в желобах и баланс долива при подъеме инструмента.

Недостаток таких способов состоит в том, что указанные технологические параметры сигнализируют о развитии притока с большим запозданием, после накопления в буровом растворе достаточных количеств пластового флюида и прихода раствора на устье скважины.

Единственным технологическим параметром, который практически мгновенно реагирует на изменение пластового давления, является механическая скорость бурения. При вхождении в зону АВПД скорость бурения возрастает как вследствие разупрочнения горной породы (в случае разбуривания глинистых пород), так и вследствие уменьшения дифференциального давления между давлением бурового раствора и пластовым давлением.

Известны способы определения пластовых давлений, основанные на контроле изменений механической скорости бурения: метод d-экспоненты (для глинистых пород) и метод -каротажа для остальных пород (песчаники, карбонаты, мергели и др.)

Недостаток этих способов состоит в том, что они устанавливают некоторую постоянную степень влияния пластовых давлений на скорость бурения, которая корректируется только при изменении плотности бурового раствора. В то же время известно, что степень влияния дифференциального давления (а следовательно, и пластового давления) на скорость бурения является величиной переменной и изменяется в широких пределах: от нуля до значительных изменений скорости бурения. Причем доминируют здесь два параметра: режим разрушения и диапазон изменений дифференциального давления. Отсутствие корректировки по указанным параметрам определяет низкую достоверность прогноза АВПД по d-экспоненте и данным -каротажа.

Известен способ прогноза пластовых давлений, основанный на закономерностях действия дифференциального давления (Е.Т.Струговец. Проблема прогнозирования пластовых давлений. Нефтегазопромысловый инжиниринг. М., 02.2005). Поскольку степень влияния дифференциального давления на скорость бурения определяется режимом разрушения (поверхностный, объемно-усталостный или объемный), а эти режимы обусловлены характером единичных актов разрушения при взаимодействии зубьев долота с породой, то вводится дополнительный расчетный параметр - углубление забоя за один оборот долота (в дальнейшем - углубление за оборот). Однако указанный способ, принятый за прототип, не дает количественных оценок, по которым можно судить о режимах разрушения и, следовательно, не пригоден для практического применения.

Предлагаемый способ раннего распознавания вхождения в зону АВПД ликвидирует недостаток прототипа и обеспечивает возможности для реализации способа в практике строительства скважин. Величину углубления за оборот определяют аналогично механической скорости бурения, но взамен времени на разбуривание принятого интервала глубины принимают число оборотов долота за тот же период времени. На основании экспериментальных исследований выявлено, что углубление за оборот менее 0,3...0,4 мм соответствует режиму поверхностного разрушения, когда влияние дифференциального давления на скорость бурения незначительно и распознать зону АВПД по этому влиянию нельзя. Углубление за оборот более чем на 1/3 средней высоты зубьев шарошечных долот или вылета резцов для долот режуще-скалывающего действия PDC соответствует режиму интенсивного объемного разрушения, когда происходят максимальные изменения скорости бурения от дифференциального давления. Промежуточные значения углубления за оборот соответствуют режиму объемно-усталостного разрушения, когда влияние дифференциального давления на скорость бурения нарастает по мере усиления интенсивности разрушения. Эта закономерность справедлива как для шарошечных долот, так и для долот режуще-скалывающего действия PDC и проявляется более резко при низкооборотных способах бурения.

Другая закономерность действия дифференциального давления связана с его величиной. По мере увеличения давления скорость бурения уменьшается с резко убывающим темпом и, когда давление достигает 3...4 МПа, наступает стабилизация скорости на некотором минимальном уровне.

В соответствии с предлагаемым способом раннее распознавание вхождения в зону АВПД производят следующим образом.

На некоторой глубине, которая предшествует ожидаемой зоне АВПД (не менее 50...100 м) контролируют углубление за оборот, механическую скорость бурения и литологический состав разбуриваемых пород. Если при этом углубление за оборот оказывается меньше 0,3...0,4 мм, то предпринимают действия для повышения этого показателя (увеличивают нагрузки или снижают частоту вращения долота, изменяют его тип и др.).

Устойчивое повышение скорости бурения (не менее 0,5 часа) при идентичной литологии разреза указывает на снижение дифференциального давления вследствие роста пластового давления. Начало этих изменений скорости соответствует дифференциальному давлению 3...4 МПа. Отношение текущей скорости бурения к предшествующей указывает на приближение к области равновесия - равенству давлений промывочной жидкости с пластовым давлением. При отношении скоростей более 2,5...3,0 для глинистых пород и 1,7...2,0 для остальных пород забойные условия близки к равновесию, не более 0,5...1,0 МПа.

Если бурение осуществляют долотами с фрезерованными зубьями, когда из-за износа зубьев происходит снижение скорости во времени, сравнивают текущую скорость бурения с соответствующей по времени от начала долбления скоростью предшествующего долбления. При использовании долот с вставными зубками или долот PDC скорости бурения изменяются мало и это повышает точность прогнозирования пластовых давлений и достоверность распознавания зоны АВПД по данному способу.

Таким образом, данные прогноза по контролю углублений за оборот и отношений текущей скорости к предшествующей скорости уточняют прогноз по притоку пластового флюида в скважину; особенно на ранней стадии вхождения в зону АВПД, когда притока вообще нет.