98241

Методика борьбы с поглощением при бурении нефтяных и газовых скважин на Чаяндинском НГКМ

Дипломная

География, геология и геодезия

В пределах Чаяндинского НГКМ промышленные скопления углеводородов выявлены в трех горизонтах – ботуобинском, хамакинском и талахском. Продуктивные горизонты приурочены к терригенным отложениям венда и отвечают нижнебюкской и верхнепаршинской подсвитам и талахской свите соответственно.

Русский

2015-10-30

2.01 MB

15 чел.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФГАОУ ВПО «СЕВЕРО-ВОСТОЧНЫЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ

УНИВЕРСИТЕТ» ИМЕНИ М.К. АММОСОВА

Факультет Геологоразведочный

Кафедра нефтегазового дела

Направление 130500 Нефтегазовое дело

Оценка

__________

«__»______201_г.

Секретарь ГАК ______Николаева М.В.

«Допущен к защите»

Зав. кафедрой ______(А.Ф. Сафронов)

«__»________201_г.

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА БАКАЛАВРА

На тему: «Методика борьбы с поглощением при бурении нефтяных и газовых скважин на Чаяндинском НГКМ »

Руководитель работы

Заместитель заведующего кафедры

нефтегазового дела А.Р. Атласов

____________

(подпись)

Соискатель степени бакалавра

Студент гр. НД-11

Егоров Дмитрий Григорьевич

______________

(подпись)

______________

(дата)

Якутск 2015


Аннотация

Выпускная квалификационная работа на степень бакалавра посвящена теме: « Методика борьбы с поглощением на Чаяндинском НГКМ».

Работа состоит из четырех глав.

В первой главе дана краткая характеристика месторождения: описаны общие сведения о месторождении, геолого-геофизическая изученность, геологическое строение месторождения.

Выпускная квалификационная работа изложена на 134 страницах машинописного текста, включает 10 таблиц, 8 рисунков, 3 электронных приложений:

Оглавление

ВВЕДЕНИЕ 6

1 ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ 8

1.1 Общие сведения 8

1.2 Геологическая характеристика разреза 10

1.2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза 12

1.2.2 Тип ловушки, морфология, размеры залежи. 15

1.2.3 Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины 20

1.2.4 Результаты общего углеводородного анализа (%, на нефть) 23

1.2.4.1 Свойства нефти в пластовых условиях. 23

1.2.4.2 Характеристика природного газа. 24

1.2.4.3 Гелиеносность природных газов 25

1.2.5 Нефтегазоносность. 27

1.2.6 Геокриологическая характеристика разреза 29

1.2.7 Характеристика вскрываемых пластов 32

1.2.8 Водоносность 33

1.2.9 Градиенты давлений и температура по разрезу 37

1.2.10 Горно-геологические условия бурения скважин (осложнения) 39

1.3 Методика и объемы проектируемых работ. 43

1.3.1 Состояние изученности месторождения (площади) и анализ ранее проведенных работ. 43

1.3.2 Целевое назначение и задачи проектируемого бурения 44

1.3.3 Выбор участка строительства скважин и обоснование ее глубины 44

1.3.4 Виды и объемы проектируемых работ 45

2 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ НАПРАВЛЕНИЙ РАЗВИТИЯ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ БОРЬБЫ С ПОГЛОЩЕНИЯМИ 54

2.1 Геолого-промысловые условия и гидравлические особенности борьбы с поглощениями при бурении и заканчивании скважин 54

2.1.1 Причины поглощения промывочной жидкости 54

2.1.2 Геологические факторы, вызывающие поглощение промывочной  жидкости 55

2.1.3 Технологические факторы, приводящие к поглощению промывочной жидкости 59

2.2 Способы снижения проницаемости флюид насыщенных поглощающих пластов и современные направления их совершенствования и развития 65

2.3 Методы обоснования и расчёта технологических параметров процесса изоляции поглощающих пластов 71

3 ОБОСНОВАНИЕ НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКИХ ПРИНЦИПОВ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ ПРОЦЕССОВ ИЗОЛЯЦИИ ПРОНИЦАЕМЫХ СРЕД 79

3.1 Принципы системного подхода к совершенствованию технологических процессов изоляции проницаемых пород 79

3.2 Выбор и обоснование метода исследований поглощающих пластов 88

3.3 Технологические приёмы предупреждения и борьбы с поглощениями, область эффективного применения 93

3.3.1 Методы предупреждения поглощений 94

3.4 Механизмы снижения проницаемости флюидонасыщенных пород при применении методов малых и глубоких проникновений тампонажных систем 100

3.5 Факторы, интенсифицирующие гидромеханические процессы кольматации и тампонирования проницаемых пород 103

4 ПОГЛОЩЕНИЕ НА ЧАЯНДИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ 107

4.1 Опыт ликвидации осложнений при бурении скважин на Чаяндинском НГКМ 107

4.2 Мероприятия по предотвращению осложнений в интервалах АНПД и ликвидации поглощений 114

4.3 Вскрытие пластов с интенсивным поглощением промывочной жидкости в ЧНГКМ [СТО Газпром 2-3.2-118-2007] 117

4.3.1 Факторы, способствующие поглощению промывочной жидкости, требования к промывочным жидкостям и составам для изоляции зон поглощений 119

4.3.2 Мероприятия по предотвращению интенсивного поглощения промывочной жидкости при вскрытии пластов бурением 123

4.3.3 Меры промышленной, противофонтанной и противопожарной безопасности, охраны недр и окружающей среды при вскрытии пластов с интенсивным поглощением промывочной жидкости 134

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 136

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 139


ВВЕДЕНИЕ

Чаяндинское НГКМ расположено в юго-западном регионе Республики Саха (Якутия), где открыт ряд крупных месторождений нефти и газа, вошедших в зону первоочередного освоения вдоль трассы нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий Океан(ВС-ТО).

В тектоническом отношении месторождение находится в северо-восточной части Непско-Пеледуйского свода, осложняющего Непско-Ботуобинскую антеклизу, в зоне его сочленения с Мирниским выступом и Нюйско-Джербинской впадиной Предпатомского прогиба. В соответствии с принятой схемой нефтегазогеологического районирования Сибирской платформы – относится к Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции, Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области, Ботуобинскому нефтегазоносному району.

В пределах Чаяндинского НГКМ промышленные скопления углеводородов выявлены в трех горизонтах – ботуобинском, хамакинском и талахском. Продуктивные горизонты приурочены к терригенным отложениям венда и отвечают нижнебюкской и верхнепаршинской подсвитам и талахской свите соответственно. На ограниченной площади месторождения продуктивны также песчаники хоронохской свиты (вилючанский продуктивный горизонт), составляющие единый резервуар с отложениями талахского горизонта. Основные залежи в разной степени разведаны, а запасы углеводородов учтены в государственном балансе.

Сложное неоднородное строение месторождения предопределило возникновение геолого-технических осложнений в процессе строительства скважин.

На практике начиная с 2011 г. Основной проблемой  при бурении скважин явилось возникновение поглощений промывочных жидкостей различной интенсивности в т.ч. и катастрофических. Практически на большинстве скважин пришлось столкнуться с необходимостью ликвидации поглощений различными методами. В первую очередь применение различных составов наполнителей и кольматантов позволяло в некоторых случаях снижать интенсивность поглощений, а иногда ликвидировать. Но последующее углубение и проработка ствола приводили к повторным поглощениям, усугубляющим низкой достоверностью интерпретации интервалов возникающих поглощений, что приводило к дополнительным затратам материалов и временных ресурсов.

Цель работы:

Повышение качества и эффективности изоляционных работ при строительстве нефтяных и газовых скважин в сложных и изменяющихся геолого-промысловых условиях разработкой и реализацией  модернизированного комплекса по борьбе с поглощениями.

Задачи исследования:

  1.  Аналитическая оценка состояния работ по развитию и совершенствованию технологий борьбы с поглощениями.
  2.  Обоснование научно-методических подходов и принципов по совершенствованию технологических процессов изоляции проницаемых пород.
  3.  Совершенствование методов расчёта параметров технологического контроля и управления механизмами изоляции проницаемых пород при борьбе с поглощениями.

ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Общие сведения

Наименование

Единицы измерения

Значение, название величины

1

2

3

  1.  

Наименование площади (месторождения)

Чаяндинское

  1.  

Расположение площади

Ленский район Республика Саха (Якутия)

  1.  

Температура воздуха среднегодовая

ºС

-5.6

  1.  

Температура максимальная летняя

ºС

36

  1.  

Температура минимальная зимняя

ºС

-61

  1.  

Среднегодовое количество осадков

Мм

200  575

  1.  

Интервал залегания ММП

М

0  180

  1.  

Продолжительность отопительного периода

сут.

258

  1.  

Преобладающее направление ветра

Ю; Ю-З

  1.  

Наибольшая скорость ветра

м/с

17

  1.  

Состояние грунта

-

  1.  

Толщина снежного покрова

М

0.6  0.9

  1.  

Мощность сезоннооттаивающего слоя

М

До 2 м

- характер растительного покрова

Лиственный лес

  1.  

Характеристика подъездных дорог:

- протяженность и характер покрытия дороги от базы до буровой

138 км с асфальтовым покрытием; 847 км - зимник

  1.  

Источник водоснабжения

Водонакопите-льный бассейн

  1.  

Источник энергоснабжения буровой

Дизельный привод

  1.  

Источник электроснабжения буровой

ДЭС 200

  1.  

Средства связи

Спутниковый телефон

  1.  

Источник местных строительных материалов

П. Первомайский

  1.  

Местонахождения баз:

- база предприятия

Г. Ленск

  1.  

Транспортные маршруты:

- автодорога

Г. Усть-Кут  буровая

- авиацией

Г. Усть-Кут  буровая

Сведения об организациях

Заказчик проектной документации

Проектная организация

Буровой подрядчик:

ООО «Краснодар бурение», ф. «Газпром бурение»

Район строительства скважин:

Республика Саха, Ленский район, Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение, нефтерайон – 10а

Общие сведения о скважинах

Назначение скважин

разведочные

Цель строительства

Подтверждение прогнозируемых залежей углеводородов

Проектный горизонт

талахский

Номера проектных скважин

321 – 58, 321 – 65, 321 – 68, 321 – 75, 321 – 78, 321 – 82;

Вид скважин

вертикальные

Проектная глубина

1900м

Альтитуда скважин, м : 

321-58 – 446,1

321-65 – 364,7

321-68 – 403,0

321-75 – 354,6

321-78 – 356,8

321-82 – 375,0

Таблица 1.1 - Конструкция скважины

Наименование

обсадных колонн

Конструкция скважины

Диаметр, мм / интервал установки, м

Высота подъема

цементного раствора, м

Направление

426/30

До устья

Кондуктор

324/690

До устья

Промежуточная

245/1540

До устья

Эксплуатационная

168/1900

До устья

НКТ – D= 73  Lнкт = 1900 м.

Геологическая характеристика разреза

Чаяндинское НГКМ расположено в юго-западном регионе Республики Саха (Якутия), где открыт ряд крупных месторождений нефти и газа, вошедших в зону первоочередного освоения вдоль трассы нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий Океан.

В тектоническом отношении месторождение находится в северо-восточной части Непско-Пеледуйского свода, осложняющего Непско-Ботуобинскую антеклизу, в зоне его сочленения с Мирниским выступом и Нюйско-Джербинской впадиной Предпатомского прогиба. В соответствии с принятой схемой нефтегазогеологического районирования Сибирской платформы – относится к Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции, Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области, Ботуобинскому нефтегазоносному району.

В пределах Чаяндинского НГКМ промышленные скопления углеводородов выявлены в трех горизонтах – ботуобинском, хамакинском и талахском. Продуктивные горизонты приурочены к терригенным отложениям венда и отвечают нижнебюкской и верхнепаршинской подсвитам и талахской свите соответственно. На ограниченной площади месторождения продуктивны также песчаники хоронохской свиты (вилючанский продуктивный горизонт), составляющие единый резервуар с отложениями талахского горизонта. Основные залежи в разной степени разведаны, а запасы углеводородов учтены в государственном балансе.

В условиях преимущественно моноклинального залегания продуктивных отложений структурообразующими являются многочисленные разрывные нарушения. В строении всех выявленных на месторождении залежей определяющую роль имеет литологический фактор: коллекторы продуктивных горизонтов выклиниваются и замещаются. Это относится как к терригенным коллекторам, так и к карбонатным.

В настоящей работе представлен типовой проект на строительство шести вертикальных разведочных скважин на Чаяндинском НГКМ: 321-58, 321-65, 321-68, 321-75, 321-78 и 321-82.

Проектная глубина типовой вертикальной разведочной скважины составляет 1900 м.


Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Таблица 1.1 – Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Стратиграфическое

подразделение

Глубина

залегания, м

Мощность,

м

Элементы залегания

(падения) пластов

по подошве, град.

Стандартное описание горной породы:

полное название, характерные признаки,

(структура, текстура, минеральный состав и т. д.)

название

индекс

от (кровля)

до (подошва)

угол

азимут

1

2

3

4

5

6

7

8

Кембрийская система
Средний отдел
Майский ярус
Бордонская свита*

Є2br

0

135

135

< 3

45

Мергели доломитовые, аргиллиты, глинистые доломиты

Амгинский ярус
Метегерская свита

Є2mt

135

180

45

< 3

45

Доломиты неравномерно глинистые, местами окремненные и загипсованные с прослоями аргиллитов и мергелей, в нижней части свиты кавернозные и трещиноватые с прослоями аргиллитов

Средний-нижний отд.
Ичерская свита

Є1-2ič

180

240

60

< 3

45

Известняки с прослоями доломитов. Породы часто кавернозные и трещиноватые

Нижний отдел
Тойтонский ярус
Чарская свита

Є1čr

240

380

140

< 3

45

Доломиты и известняки, плотные, местами трещиноватые, кавернозные

Ботомский ярус
Олекминская свита

Є1ol

380

485

105

< 3

45

Известняки, известковые доломиты, участками окремненные, ангидритизированные, глинистые, трещиноватые

Атдабанский ярус
Толбачанская свита
Верхняя подсвита

Є1tb2

485

690

205

< 3

45

Соль, доломиты, известняки массивные прослоями глинистые и ангидритизированные с пропластками аргиллитов

Нижняя подсвита

Є1tb1

690

790

100

< 3

45

Доломиты и известняки массивные, участками трещиноватые, глинистые, ангидритизированные, засолоненные

Эльгянская свита

Є1el

790

850

60

< 3

45

Доломиты и известняки плотные, массивные глинистые, ангидритизированные, участками окремненные с прослоями аргиллитов

Нелбинская свита

Є1nl

850

910

60

< 3

45

Доломиты плотные массивные глинистые, ангидритизированные, с незначительными прослоями в нижней части каменной соли

Юрегинская свита

Є1jur

910

1165

255

< 3

45

Переслаивание каменной соли и подчиненных прослоями доломитов, глинистых доломитов и аргиллитов

Томмотский ярус
Билирская свита
Верхняя подсвита

Є1bl2

1165

1215

50

< 3

45

Доломиты, известняки, местами трещиноватые, кавернозные со следами органогенных структур, ангидритизированные, в нижней части прослои аргиллитов

Нижняя подсвита

Є1bl1

1215

1235

20

Кембрий-венд
Юряхская свита
Верхняя подсвита

(V-Є) jurh2

1235

1280

45

< 3

45

Доломиты прослоями глинистые, известняки доломитовые с прослоями доломитовых мергелей и аргиллитов

Нижняя подсвита

(V-Є) jurh1

1280

1290

10

Венд
Иктехская серия
Кудулахская свита

Vkd

1290

1390

100

< 3

45

Глинистые доломиты и известняки, иногда ангидритизированные с прослоями доломитовых мергелей и аргиллитов

Успунская свита

Vusp

1390

1470

80

< 3

45

Доломиты глинистые плотные, ангидритизированные, с прослоями аргиллитов и доломитизированных мергелей

Бюкская свита
Верхняя подсвита**

Vbk2

1470

1560

90

< 3

45

Доломиты, массивные, прослоями ангидритизированные, местами трещиноватые, с прослоями доломитовых мергелей, соли

Нижняя подсвита***

Vbk1

1560

1565

5

< 3

30

Песчаники кварцевые, реже полевошпатово-кварцевые, разнозернистые, с прослоями глинистых пород

Паршинская свита
Верхняя подсвита

Vpr2

1565

1670

105

< 3

0-90

В кровельной части тонкое переслаивание аргиллитов и алевролитов, переходящих в глинистые тонкозернистые песчаники с прослоями глинистых доломитов. Ниже – песчаники разнозернистые, местами уплотненные, чередующиеся с пластами аргиллитов и алевролитов. По составу песчаники кварцевые и полимиктовые, в различной степени глинистые

Нижняя подсвита

Vpr1

1670

1760

90

< 3

30-45

Аргиллиты с прослоями алевролитов и глинистых песчаников

Талахская свита

Vtlh

1760

1835

75

< 3

30-45

Песчаники кварцевые, кварц-полевошпатовые и полимиктовые с прослоями алевролитов, аргиллитов и гравелитов. Гравелиты кварц-полевошпатовые, рыхлые, на глинистом цементе, преобладают в нижней части свиты

Талаканская свита
Верхняя подсвита

Vtlk2

1835

1870

35

< 3

45

Аргиллиты с прослоями алевролитов, песчаников.

Нижний протерозой (фундамент)****

PR1

1870

1900

(30)

< 3

45

Граниты, диориты, амфиболиты, плагиогнейсы, хлорит-биотитовые сланцы


Тип ловушки, морфология, размеры залежи.

В тектоническом плане Чаяндинское месторождение расположено в северо-восточной части Пеледуйского свода в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы и приурочено к ловушке неантиклинального типа с литологическим экранированием всех продуктивных залежей. Наличие ловушки связано с зоной регионального выклинивания коллекторов венда вверх по востанию пластов в сторону Пеледуйского свода.

Мощность осадочного чехла месторождения изменяется от 1600 м на юге-западе до 2020 м на северо-востоке. Разрез представлен терригенными отложениями четвертичного возраста карбонатно-галогенной толщей среднего и нижнего отделов кембрия и карбонатно-терригенными отложениями венда, к которым приурочены залежи УВ, разведанные в ботуобинском, хамакинском, и талахском горизонтах.

Залежь ботуобинского горизонта содержит нефтегазоконденсатную залежь, и представляет собой крупную песчаную линзу, вытянутую с юго-запада (от р-на скважин 843, 847) на северо-восток вдоль регионального палеосклона Непско-Ботуобинской антеклизы. Залежь вскрыта 54 разведочными скважинами. Глубина залегания ботуобинского горизонта составляет 1540 м на юге до 1920 м на севере залежи. Залежь разбита на два блока: Северный и Южный.

Залежь Северного блока

Залежь северного блока пластовая, литологически и технически экранированная залежь Северного блока является основной по своему промышленному значению. Она наиболее изучена бурением. В контуре залежи пробурено 36 скважин, из них 32 - дали промышленные притоки газа и нефти и одна скважина не опробована.

Граница газонефтяного контакта по данным промысловой геофизики и опробования скважин № 321-07, 321-31, 321-34, 321-12, 321-14, 321-24 принята на абсолютной отметке - 1490м. Водонефтяной контакт по данным скважин № 321-34, 321-12, 321-14, 321-24, 321-22, 321-21, 321-17 принята на абсолютной отметке 1502м (приложение №17), некоторое колебание отметок газожидкостных контактов обусловлено точностью замеров и возможно наличием малоамплитудных разрывных нарушений.

Высота газовой части залежи 230м, нефтяной - 12м. площадь газовой зоны 1245 км², нефтяной оторочки - 247 км². От объема газонасыщенных пород на долю ГЗ приходится 89.3%, ГНЗ - 8.5%, ГНВЗ - 2.2%; от объема нефтенасыщенных пород на долю НЗ приходится 18.4%, ВНЗ - 33.8%, ГНВЗ - 18%, ГНЗ - 29.8%.

В Северном блоке выделяются пять зон, характерных для двухконтактных залежей: ГЗ, ГНЗ, ГНВЗ, НЗ, ВНЗ.

Газовая зона (83% от площади всей залежи УВ Северного блока) вскрыта 27 скважинами.

Промышленные притоки газа получены в 23 скважинах. Рабочие дебиты газа колеблются в пределах 61-574 тыс.м³/сут. при депрессии 0.1 - 0.6 МПа. Максимальный дебит газа 574 тыс.м³/сут. при депрессии 0.6 МПа получен в скважине №321-5.

Промышленная продуктивность залежи газа подтверждена пробной эксплуатацией скважин № 321-5, 321-01, 321-20. Скважины работали стабильно. Время работы до 792 час. Падения дебитов газа и пластового давления не отмечено.

Газонефтяную зону (ГНЗ) вскрыли три скважины (№ 321-07, 321-12, 321-31). Площадь ГНЗ 85.2 км. Промышленные притоки газа получены в трех скважинах при опробовании газонасыщенных интервалов испытателем пластов (ИП) в процессе бурения. Дебиты газа колеблются в пределах 90-227 тыс.м³/сут. Промышленные притоки нефти получены в двух скважинах (одна не испытана), рабочие дебиты нефти 22-26 м/сут. при депрессиях 2.4-2.6 МПа., максимальный - 55 м/сут. получен в скважине № 321-07 при депрессии 8 МПа.

Проведена пробная эксплуатация нефтяного объекта в скважине № 321-12. Скважина отработала 20 сут. Падение пластового давления не отмечено.

Газонефтеводяная зона (ГНВЗ) вскрыта тремя скважинами (№ 321-14, 321-24, 321-34). Площадь ГНВЗ - 51,7 км. Промышленные притоки газа получены в двух скважинах (одна не испытана), нефти - в трёх. Рабочие дебиты газа до 285,7 тыс.м при депрессии 0.9 МПа., нефти 5.5 - 26 м³/сут. при депрессии 0.8 МПа. Максимальный дебит газа 285.7 тыс.м³/сут. при депрессии 0.9 МПа получен в скважине № 321-34, нефти - 27 м³/сут. в скважине № 321-14 при депрессии 2.2 МПа.

Водонефтяную зону (ВНЗ) вскрыли три скважины (№ 321-17, 321-21, 321-22). Площадь ВНЗ - 96,9 км. Промышленные притоки нефти получены в трёх скважинах. Рабочие дебиты нефти колеблются в пределах 12.3-36 м³/сут. при депрессии 1.5-1.6 МПа. Максимальный дебит нефти 36 м³/сут. получен в скважине № 321-22 при депрессии 1.6 МПа.

Промышленная ценность ВНЗ подтверждена пробной эксплуатацией скважины № 321-22. В течение месяца скважина работала стабильно. Падения дебитов нефти и пластового давления не отмечено.

Нефтяные зоны (НЗ) Северного блока расположены в области небольших эффективных толщин - вблизи литологического экрана ботуобинского горизонта на западе и востоке нефтяной оторочки. Нефтяные зоны скважинами не вскрыты. Суммарная площадь нефтяной зоны по структурным построениям составляет 13,6 км.

В связи появлением дополнительной информации в результате бурения поисковых скважин на Севере Хоронохского Л.У. (Элегинская, Кудулахская, Олдонская площади) ожидается смещение линии выклинивания ботуобинского горизонта на восток и некоторое увеличение площади нефтяной оторочки.

Залежь Южного блока.

Залежь Южного I блока пластовая, литологически и тектонически экранированная, приурочена к голове литологической ловушки. В её контуре пробурено 13 скважин, из них 5 - дали промышленные притоки газа и нефти.

В Северо-восточной части залежи единственной скважиной № 321-02 в пределах ГНЗ вскрыта нефтяная оторочка. Размеры нефтяного поля залежи могут уточниться при определении истинного ВНК в процессе доразведки месторождения.

ГНК принят на абсолютной отметке - 1392м. ВНК контакт принят условно на абсолютной отметке - 1398 м по подошве последнего нефтенасыщенного прослоя в скважине № 321-02.

Высота газовой части залежи 275м, нефтяной условно 6м. Площадь газовой зоны 579 км, нефтяной оторочки - около 20 км. От объема газонасыщенных пород на долю ГЗ приходится - 97.7%, ГНЗ - 17%, ГНВЗ - 0.6%; от объема нефтенасыщенных пород на долю НЗ приходится 2.3%, ВНЗ- 27.5%, ГНВЗ - 43.7%, ГНЗ - 26.5%.

В Южном I блоке выделяются пять зон: ГЗ, ГНЗ, ГНВЗ, НЗ, ВНЗ.

Газовая зона вскрыта 12 скважинами (№751, 842, 843, 845, 847, 849, 213-01, 213-04, 321-10, 321-11, 321-25, 321-27). Промышленные притоки газа получены в 4 скважинах. Рабочие дебиты газа характеризуются значениями до 120 тыс.м (скв. № 321-10) при депрессии 1.1 МПа. В этой же скважине получен максимальный в пределах ГЗ и залежи в целом дебит газа равный 364 тыс.м/сут. при депрессии 4МПа.

Газонефтяную зону (ГНЗ) вскрыла скважина № 321-02. При раздельном испытании газовой и нефтяной частях горизонта получены промышленные притоки соответственно газа дебитом 234 тыс. м³/сут. при депрессии 1.1 МПа и нефти дебитом 44.8 м³/сут. при депрессии 2 МПа.

Газонефтеводяная (ГНВЗ), нефтяная (НЗ) и водонефтяная (ВНЗ) зоны глубоким бурением не вскрыты. По структурным построениям в принятой авторами геологической модели залежи их суммарная площадь составляет около 13 км². В этой части нефтяной оторочки сосредоточено 73.5% геологических запасов нефти Южного I блока.



Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Таблица 1.2 – Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Индекс страти-графи-ческого

подраз-деления

Интервал,

м

Краткое

название

горной породы

Плотность, кг/м3

Пори-стость,

%

Про-

ница-емость, мкм2

Глинис-тость,

%

Карбо-натность,

%

Кате-гория

твер-

дости

Коэф-фициент

пластич-ности

Категория

абразив-ности

Категория породы по промысловой классификации

(мягкая, средняя)

от          (верх)

до    (низ)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

Є2br

0

135

Мергели
Аргиллиты
Доломиты

2300-2500
2500
2400-2700

<5

<1

25-50
100
<3

50-75
0
75-85

III
IV
VI

3-4
2-3
3-4

I
I
II

С
С
Т

Є2mt

135

180

Доломиты
Аргиллиты
Мергели

2400-2700
2500
2300-2500

<5

<1

<5
100
25-50

75-95
0
50-75

VI
IV
III

3-4
2-3
3-4

II
I
I

С
Т
Т

Є1-2ič

180

240

Известняки
Доломиты

2400-2600
2400-2700

<5

<1

<5

90-100
75-95

V
VI

3-4
3-4

I
II

Т
Т

Є1čr

240

380

Доломиты
Известняки

2400-2700
2400-2600

<1

<0,01

<5
<5

75-95
90-100

VI
V

3-4
3-4

II
I

Т
Т

Є1ol

380

485

Известняки
Доломиты

2400-2600
2400-2700

<5

<1

<5

90-100
75-95

V
VI

3-4
3-4

I
II

Т
Т

Є1tb

485

790

Доломиты
Известняки
Соли
Аргиллиты

2400-2700
2400-2600
2200
2500

<5

<1

<5
<5
0
100

75-95
90-100
0
0

VII
V
I
IV

3-4
3-4
6
2-3

II
I
I
I

К
Т
М
С

Є1el

790

850

Доломиты
Известняки
Аргиллиты

2400-2700
2400-2600
2500

<5

<1

<5
<5
100

75-95
90-100
0

VII
V
IV

3-4
3-4
2-3

II
I
I

К
Т
С

Є1nl

850

910

Доломиты
Соли

2400-2700
2200

<5

<1

<5
0

75-95
0

VII
I

3-4
6

II
I

К
М

Є1jur

910

1165

Соли
Доломиты
Аргиллиты

2200
2400-2700
2500

<1

<0,01

0
<5
100

0
75-95
0

I
VII
IV

6
3-4
2-3

I
II
I

М
К
С

Є1bl

1165

1235

Доломиты
Известняки
Аргиллиты

2400-2700
2400-2600
2500

<5

<1

<5
<5
100

75-95
90-100
0

VII
V
IV

3-4
3-4
2-3

II
I
I

К
Т
С

(V-Є) jurh

1235

1290

Доломиты
Известняки
Мергели
Аргиллиты

2400-2700
2400-2600
2300-2500
2500

<5

<1

<5
<5
25-50
100

75-95
90-100
50-75
0

VII
V
III
IV

3-4
3-4
3-4
2-3

II
I
I
I

К
Т
С
С

Vkd

1290

1390

Доломиты
Известняки
Мергели
Аргиллиты

2400-2700
2400-2600
2300-2500
2500

<1

<0,01

<5
<5
25-50
100

75-95
90-100
50-75
0

VII
V
III
IV

3-4
3-4
3-4
2-3

II
I
I
I

К
Т
С
С

Vusp

1390

1470

Доломиты
Аргиллиты
Мергели

2400-2700
2500
2300-2500

<1

<0,01

<5
100
25-50

75-95
0
50-75

VII
IV
III

3-4
2-3
3-4

II
I
I

К
С
С

Vbk2

1470

1560

Доломиты
Соли
Мергели
Аргиллиты

2400-2700
2200
2300-2500
2500

<1

<0,01

<5
0
25-50
100

75-95
0
50-75
0

VII
I
III
IV

3-4
6
3-4
2-3

II
I
I
I

К
М
С
С

Vbk1

1560

1565

Песчаники

2500-2600

15

2000

<5

<3

VI

2-3

IV

Т

Vpr

1565

1760

Песчаники
Аргиллиты
Алевролиты

2500-2600
2500
2300-2500

9

800

<5
100
<5

<3

VI
IV
V

2-3
2-3
1-2

V
I
II

Т
С
Т

Vtlh

1760

1835

Песчаники
Алевролиты
Аргиллиты

2500-2600
2300-2500
2500

9

300

<5
<5
100

<3

VI
V
IV

2-3
1-2
2-3

V
II
I

Т
Т
С

Vtlk2

1835

1870

Аргиллиты
Алевролиты
Песчаники

2500
2300-2500
2500-2600

<5

<1

100
<5
<5

<3

IV
V
VI

2-3
1-2
2-3

I
II
V

С
Т
Т

PR1

1870

1900

Граниты

2600

<1

<0,01

<5

<3

X

1

V

ОК



Результаты общего углеводородного анализа (%, на нефть)

Таблица 1.3

Нафтено-метановые

Ароматические

Бензольные смолы

Сn

Бензольные смолы

Асфальтены

Групповой  состав нефти:

57,91

18,97

12,42

7,66

3,04

Групповой углеводородный состав нефти:

75,32

24,68

-

-

-

Свойства нефти в пластовых условиях.

Состав и свойства пластовых нефтей ботуобинского продуктивного горизонта представлены в таблице 1.4. Объемный коэффициент - 1,11905 д.ед, газосодержание - 63,38 м³/т, плотность сепарированной нефти - 878 кг/м³ приняты при подсчете запасов по результатам ступенчатой сепарации.

Нефть характеризуется давлением насыщения, близким к пластовому (9,74 МПа), динамическая вязкость в пластовых условиях - 10,15 МПа·с, коэффициент сжимаемости - 9,85· 1/МПа.

Одной из необходимых характеристик для составления схем разработки и технико-экономического обоснования коэффициента извлечения нефти является  зависимость динамической  вязкости от температуры и давления. Данные,  отражающие эти  зависимости при Р˃, представлены в    таблице 1.7.

Характеристика природного газа.

Состав природного газа изучен, в основном, на отечественных хроматографах. Большинство анализов выполнено в газоаналитической лаборатории ПГО ‹‹Ленанефтегазгеология››, некоторые - в ВСКЛ ВНИИГаза и во ВНИИГРИ. Результаты исследований физико-химических свойствах и состава газов Чаяндинского НГКМ, осредненные по горизонтам и залежам (блокам), представлены в таблице 1.8. При определении средних значений состава газов использованы 32 анализа по 10 скважинам для ботуобинского горизонта, 73 анализа по 11 скважинам для хамакинского горизонта и 62 анализа по 9 скважинам для талахского горизонта.

Газы газовых залежей ботуобинского горизонта Северного и Южного I блока практически идентичны. Относительная плотность газов соответственно по Северному и Южному блокам составила 0,631 и 0,640. Содержание всех компонентов по эти блокам имеют близкие значения, кроме содержания углекислого газа, которое по Северному блоку ниже, чем по Южному блоку I - 0,04 и 0,33 соответственно. Однако, оба этих значения по классификации И. С. Старобинца относятся к одной группе низкоуглекислых (С<2) газов.

По составу природный газ ботуобинского горизонта относится к метановым: содержание метана по скважинам колеблется в пределах 81,52-88,53% об. Сумма  метана с  тяжетыми  углеводородами  в среднем составляет 93% об.

Для всего ботуобинского горизонта отмечаются более высокие концентрации нормальных углеводородов по сравнению с их изомерами: для бутанов примерно в 2,5 раза, а для пентанов - в 1,1÷1,2 раза. Содержание углеводородов в среднем в 14,5 раза выше содержания азота.

Углеводородный состав газа наиболее ярко отражается в соотношениях содержаний метана и его гомологов (этана, пропана, изобутана, и n-бутана). Этот показатель - коэффициент ‹‹жирности›› (100·) - изменяется по изученным пробам в пределах от 5 до 9, среднее его значение - 8,0. По классификации И. С. Старобинца такие газы относятся к типу ‹‹полужирных››.

По содержанию углекислоты, азота и гелия по той же классификации газ ботуобинского горизонта является низкоуглекислым, азотным и гелиеносным.

В соответствии с принятым при подсчете запасом составом пластового газа потенциальное содержание конденсата в нем по ботуобинскому горизонту составляет - 16,21 г/м³. Пластовые газы с такими значениями содержания конденсата относятся к группе низкоконденсатных.

Состав растворенного газа многоступенчатого разгазирования пластовой нефти ботуобинского горизонта приведен в таблице 1.9.

Растворенный в нефти газ ‹‹жирный›› (средний коэффициент ‹‹жирности›› - 23), низкогелиеносный с содержанием азота от 2,0 до 1,5% об. Относительная плотность растворенного в нефти газа - 0,696.

Гелиеносность природных газов

Природные газы Чаяндинского месторождения содержат гелий в промышленных концентрациях.

Изучение гелиеносности проведено по 190 пробам свободного газа и газа газовых шапок, в том числе: по ботуобинскому горизонту - 42 пробы, по хамакинскому - 78, по талахскому - 70. Содержание гелия в газе определялось в лабораториях четырех организаций: ПГО ‹‹Ленанефтегазгеология›› (преимущественно по хамакинскому и талахскому горизонтам), ВостСибНИИГГиМС ( в основном, по ботуобинскому горизонту), ВНИИГаза и ВНИГРИ (единичные анализы).

При подсчете запасов кондиционными признаны концентрации гелия по 24 скважинам, что составляет 41% от общего числа газовых скважин. По ботуобинскому горизонту кондиционными приняты результаты анализов по 14 скважинам, по хамакинскому по 11 скважинам и по талахскому по 9 скважинам.

В свободном газе ботуобинского горизонта содержание гелия изменяется от 0,28 до 0,51 по Северному блоку и от 0,31 до 0,59 по Южному блоку I. Средние значения по залежам этих блоков близки между собой: 0,43 и 0,47% об. соответственно.

В растворенном нефти газе среднее содержание гелия определено по четырем представительным пробам пластовой нефти составило 0,037% об.

По хамакинскому горизонту среднее содержание гелия в газе залежи Северного блока относительно низкое - 0,25 об., по залежи Южного блока I оно значительно возрастает - 0,63% об. Здесь минимальное содержание гелия 0,43% об. (скважина 843), максимальное достигает 1,0% об. (скважина 213-02).

Примерно такие же значения концентраций гелия в газе талахского горизонта по залежи Южного блока I - 0,35-1,1% об. Среднее значение составляет 0,61% об.

Значительный разброс определенных значений содержания гелия в газах может быть связан как с условиями отбора и хранения проб, та и с изменением концентрации гелия в различных участках залежей. При исследованиях газовых объектов в проектируемых скважинах следует особое внимание уделить качеству отбора проб газа и контрольным исследованиям проб на содержание гелия, включая экспресс-анализы на устье скважины при отборе газа из движущейся струи.

Нефтегазоносность.

Краткие сведения о нефтегазоносности района.

В соответствии с принятой схемой нефтегазогеологического районирования Сибирской платформы, Чаяндинское НГКМ относится к Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции, Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области, Ботуобинскому нефтегазоносному району.

За 40 летний период геологоразведочных работ в Ботуобинском районе выявлено 21 месторождений углеводородного сырья. Наиболее крупными из них являются: нефтегазоконденсатное Чаяндинское, Среднеботуобинское, Тас-Юряхское, нефтегазовое Верхневилючанское и газонефтяное Талаканское месторождения. В этих пяти месторождениях сосредоточено 79% разведанных в Ботуобинском НГР запасов газа и нефти 83% на территории РС(Я).

Промышленные скопления нефти и газа в целом по району известны в широком диапазоне разреза от подсолевого карбонатного комплекса венд-нижнего кембрия (осинский горизонт, пласты О-I и О-II, юряхский пласты Ю-I, Ю-II) до терригенной базальной толщи венда (ботуобинский, харыстанский, улаханский, хамакинский, талахский и вилючанский горизонты). Присутствие продуктивных горизонтов в пределах Чаяндинского НГКМ отражено в таблице 1.6.

Нефтегазоносность приводится в таблице 1.4

Характеристика вскрываемых пластов приводится в таблице 1.7


Таблица 1.4 – Нефтегазоносность

Индекс пласта

Интервал,  м

Тип

флюида

Плотность

жидкой фазы в пластовых
условиях, кг/м3

Относи-тельная

плотность
газа по

воздуху

Проницаемость, мкм2

подвижность,

мкм2

(МПа·с)

Содержание

Средний дебит,

тыс. м3/сут (т/сут)

Температура

на устье,

Температура

в пласте,

Газовый
фактор

нефти,

м3/м3

Содержание
газового
конденсата, г/м3

от

(верх)

до  (низ)

серы,

%

сероводорода,

%

СО2,,

%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

Vbk1

1560

1565

газ конденсат

680 (к)

0,635

2/-

-

отс.

0,19

50-150

н.д.

9

-

16,21

Vpr2

1655

1670

газ, конденсат

683 (к)

0,639

0.8/-

-

отс.

0,34

100-500

н.д.

10

-

15,62

Vtlh

1760

1835

газ, конденсат

682 (к)

0,648

0.3/-

-

отс.

0,43

100-250

н.д.

11

-

15,56


Геокриологическая характеристика разреза

Чаяндинское месторождение находится в зоне прерывистого и сплошного распространения многолетнемерзлых пород (ММП). Высокая теплопроводность пород карбонатной формации, насыщенной высокоминерализованными расслоями, в сочетании с небольшим тепловым потоком, формирует по региону тепловое поле, характеризуемое очень низкими температурами. На глубинах порядка 2 км температура пород составляет около +10-15 ºС. Такие низкие пластовые температуры характерны для значительной территории кембрийского солеродного бассейна.

Так, средние значения геотермического градиента (расчет от подошвы мерзлоты) на Чаяндинском и соседних месторождениях колеблются от 150м до 200м на 1ºС, а геотермической ступени от 0,7ºС до 0,5ºС на 100м, соответственно.

По карте мерзлотно-гидрогеологического районирования Восточной Сибири м-ба 1: 250000 (Мельников, 1980) площадь работ расположена в зоне прерывистого и сплошного распространения многолетнемерзлых (ММП) мощностью 100-200м. По геотермическим замерам и данным ГИС в скважинах мощность зоны отрицательных температур в северной части Л. У. (озерная площадь) составляет более 220-305м., а мощность ММП составляет 100-180м. Мощность ММП, как правило, меньше мощности зоны отрицательных температур, так как пластовые воды метегероичерского комплекса имеют повышенную минерализацию и не замерзают при температуре -1-3ºС.

Распространение пресных подземных вод на южной части Л. У., характеризующейся как зона активного водообмена, создает положительные аномалии теплового потока, что приводит к сокращению мощности ММП и прерывистому их распространению.

По результатам работ на площади среднегодовые температуры пород слоя сезонного  протаивания  глубиной до  2м изменяются от -0,2 до -0,3ºС,  а  редкие мелкие надмерзлотные талики составляют менее 1% всей площади месторождения.  Температура  многолетнемерзлых  пород  (ММП)  составляет  -1-3ºС.


Таблица 1.5– Геокриологические данные разреза

Интервал,

м

Глубина

залегания нейтрального слоя, м

Температура пород

нейтрального слоя, 0С

Глубина нулевой изотермы, м

Распре- деление темпера-туры,

Льдистость,

%

Интервалы залегания, м

консолидированных глин

плывунов

межмерзлотных таликов

газогидратов

Криопегов

от

(верх)

до

(низ)

от

до

от

до

от

до

от

до

от

До

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

0

180

н.д.

н.д.

180

-1-3

до 40

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

Таблица 1.6 – Дополнительные сведения по мерзлоте

Засоленность почвы

в зоне ММП, %

Давление разрыва

пород, МПа

Удельная

теплоемкость пород,

Дж / (кг ∙ К0)

Коэффициент

теплопроводности пород,

Вт / (м ∙ К0)

Температура фазового перехода воды в лед,

талые

мерзлые

талые

мерзлые

1

2

3

4

5

6

7

0,01-0,05

1,1-1,4

н.д.

н.д.

н.д.

- 3


Характеристика вскрываемых пластов

Таблица 1.7 – Характеристика вскрываемых пластов

Индекс
пласта

Интервал

залегания, м

Тип

коллектора

Тип

флюида

Пористость,

%

Проницаемость,

мкм2

Коэффициент

газо-конденсато-нефтенасыщенности

Пластовое

давление,

МПа

Коэффициент аномальности

Толщина

глинистого
раздела

флюид-вода, м

от

(верх)

до

(низ)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Vbk1

Ботуобинский горизонт

1560

1565

порово-трещинный

газ,
конденсат

15

2

0,85/н.д.

13,43

0,85

н.д.

Vpr2
Хамакинский продуктивный горизонт*

1655**

1670

порово-трещинный

газ,
конденсат

9

0.8

0,75/н.д.

12,95

0,8

н.д.

Vtlh
Талахский продуктивный горизонт

1760

1835

порово-трещинный

газ,
конденсат

9

0.3

0,56/н.д.

13,29

0,75

н.д.

** – Кровля коллекторов хамакинского горизонта залегает на 90 м ниже кровли верхнепаршинской подсвиты.



Водоносность

Разрез Чаяндинского месторождения представлен терригенными и карбонатными отложениями венда, галогенными и карбонатными породами нижнего-среднего кембрия, верхнекембрийскими глинисто-карбонатными и маломощными юрскими и четвертичными терригенными отложениями. Толщина разреза уменьшается в юго-западном направлении от 2024 м до 1712 м. Разрез сложен в основном плотными, практически непроницаемыми породами. Коллекторы имеют подчиненное значение. Суммарная эффективная мощность водоносных коллекторов не превышает 10% от толщины разреза, т.е. энергетический запас водоносной системы невелик. Вместе с этим жесткий каркас разреза по латерали и вертикали сечется различными тектоническими нарушениями (трещины, разломы др.). Наличие нарушений обусловливает гидродинамическую связь между коллекторами, общность химсостава пластовых вод и газов для водоносных комплексов. В разрезе имеются региональные газоводоупоромощные (до 100м и более) соляные пласты в юрегинской, толбачанской и чарской свитах нижнего кембрия. Об изолирующих свойствах солей говорят различия в химсоставе и напорах вод подсолевого и надсолевого комплексов. В пределах Непско-Ботуобинской НГО выделяется три гидрогеологических формации: подсолевая, межсолевая, надсолевая и пять водоносных комплексов:

- вендский терригенный;

- венд-нижнекембрийский;

- нижнекембрийский межсолевой;

- нижне-среднекембрийский;

- надмерзлотный.

Вендский терригенный водоносный комплекс

Выделяется в объеме терригенной толщи венда. Залегает непосредственно на фундаменте. Перекрывается комплекс 30-100 метровой пачкой ангидритизированных доломитов бюкской свиты. Эта пачка, а также залегающие выше доломиты и мергели успунской и кудулахской свит являются относительным водоупором. Толщина комплекса на месторождении и сопредельных территориях закономерно увеличивается с запада на восток в сторону Предпатомского краевого прогиба. Минимальные и максимальные мощности терригенных пород венда вскрыты соответственно в скважинах № 741 (42м) и № 803 (610м) при средней толщине 150м. В составе комплекса на территории месторождения выделяется четыре водоносных горизонта: ботуобинский, хамакинский, талахский и вилючанский.

Ботуобинсий горизонт находится в кровле комплекса. Представлен горизонт хорошо ортсортированными, мелко-среднезернистыми, кварцевыми и полевошпатово-кварцевыми песчаниками. Ботуобинский горизонт Чаяндинского месторождения расположен в одной со Среднеботуобинским и Таас-Юряхским месторождениями крупной зоне развития ‹‹баровых песчаников››. Эта зона площадью порядка 10 000 км², ограниченная по периметру линиями выклинивания коллекторов и в значительной ее части (около 40%) занята нефтегазоконденсатными залежами. Суммарная толщина водоносных коллекторов в пределах этого поля (линия выклинивания) от 0 до 39м. Тоесть объем водонасыщенных пород в ботуобинском горизонте относительно невелик, энергетический ресурс водоносной системы ограничен. Статические уровни воды в скважинах устанавливаются на глубинах 820-840м, дебиты вод по скважинам изменяются от 15 до 80 м³/сут. при динамических уровнях 1100-1900м. Вместе с этим фильтрационно-емкостные свойства водоносных песчаников относительно неплохие: открытая пористость от 10 до 25% (средние значения 14-16%), проницаемость для основной массы коллекторов 100-1000мД.


Таблица 1.8 – Водоносность 

Индекс cтратиграфического подразделения

Интервал, м

Тип

коллектора

Плотность, кг/м3

Дебит, м3/сут.

Химический состав, мг-экв/л

Минерализация

общая,

г/л

Относительно к источнику питьевого водоснабжения (да, нет)

от   (верх)

до   (низ)

Анионы

Катионы

CL-

SO- 4

HCO- 3

Na+ K+

M g++

Ca++

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

Є1-2

Нижнесреднекембрийский надсолевой ВК

0

370

кавернозно-трещинный

1,1-1,2

10-20

77-84

54-81

0,9-2,8

97-102

22-24

16-31

8,5-10

нет

Є1

Нижнекембрийский межсолевой ВК

380

850

кавернозно-трещинный

1,1-1,2

0,5-55

183-4935

31-72

1,0-2,6

158-1571

37-592

45-1801

40-110

нет

V-Є1

Венд-нижнекембрийский ВК

1165

1290

кавернозно-трещинный

1,27-1,28

1,5-10

6528-7899

0.01-0.56

51-64

1104-1604

806-1365

4122-4945

350-440

нет

V

Вендский
терригенный ВК

1560

1900

порово-трещинный

1,27-1,3

4-10

6667-7352

4,14-72

0,02-4,1

1396-1563

750-1250

4551-4915

400-450

нет


Градиенты давлений и температура по разрезу

Таблица 1.9 - Градиенты давлений и температура по разрезу

Стратиграфическое

подразделение

Интервал, м

Коэффициент

аномальности пластового давления

Градиенты

название

индекс

от

(верх)

до

(низ)

горного давления,

МПа/м

порового давления,

МПа/м

гидроразрыва пород,

МПа/м

геотермический,

°C/100 м

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Бордонская
свита

Є2br

0

135

1,0

0,0241

0,01

0,0176

-

Метегерская свита

Є2mt

135

180

0,9

0,0245

0,0088

0,0178

-

Ичерская свита

Є1-2ič

180

240

0,9

0,0247

0,0088

0,0179

0,4

Чарская свита

Є1čr

240

380

0,9

0,0250

0,0088

0,0180

0,4

Олекминская свита

Є1ol

380

485

1,0

0,0254

0,0098

0,0183

0,6

Толбачанская свита

Є1tb

485

790

1,0

0,0248

0,0098

0,0179

0,6

Эльгянская
свита

Є1el

790

850

1,0

0,0250

0,0098

0,0181

0,6

Нелбинская
свита

Є1nl

850

910

1,0

0,0250

0,0098

0,0181

0,6

Юрегинская свита

Є1jur

910

1165

1,0

0,0263

0,0098

0,0188

0,6

Билирская свита
Верхняя
подсвита

Є1bl2

1165

1215

1,0

0,0264

0,0098

0,0188

0,6

Нижняя
подсвита

Є1bl1

1215

1235

1,0

0,0264

0,0098

0,0188

0,64

Кембрий-венд
Юряхская свита

V-Є jurh

1235

1290

1,0

0,0264

0,0098

0,0189

0,64

Венд
Кудулахская свита

Vkd

1290

1390

1,0

0,0266

0,0098

0,0189

0,64

Успунская свита

Vusp

1390

1470

1,0

0,0266

0,0098

0,0190

0,64

Бюкская свита
Верхняя
подсвита

Vbk2

1470

1560

0,85

0,0335

0,0083

0,0226

0,64

Нижняя
подсвита

Vbk1

1560

1565

0,85

0,0335

0,0083

0,0226

0,64

Паршинская свита
Верхняя
подсвита

Vpr2

1565

1670

0,8

0,0325

0,0078

0,0230

0,64

Нижняя
подсвита

Vpr1

1670

1760

0,75

0,0325

0,0073

0,0230

0,74

Талахская свита

Vtlh

1760

1835

0,75

0,0325

0,0073

0,0235

0,74

Талаканская свита+Нижний протерозой

Vtlk2+PR1

1835

1900

0,75

0,0325

0,0073

0,0244

0,74


Горно-геологические условия бурения скважин (осложнения)

Таблица 1.10 – Возможные осложнения при проведении технологических операций

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

Вид, характеристика  
осложнения

Условия возникновения осложнений

Осложнения при

бурении скважин-аналогов

от (верх)

до

(низ)

1

2

3

4

5

6

Є2br

0

135

Размывы устья
Обвалы ствола скважины

Растепление мерзлых неустойчивых пород, набухание глин и мергелей

Осложнения возникают при бурении без спуска направления на некачественных глинистых растворах

Є2mt – Є1čr

135

380

Поглощение промывочной жидкости, провалы инструмента

Интенсивная трещиноватость и закарстованность карбонатных пород

Скв. № 803-Талаканская – поглощение ПЖ с гл. 149 м интенсивностью до 50 м3/ч.

Скв. № 808-Талаканская – при забое 113 м провал инструмента 0,2-0,3 м, поглощение ПЖ интенсивностью 35-40 м3/ч, с глубины 130 м полная потеря циркуляции. Поглощение ПЖ с гл. 260 м интенсивностью 5-8 м3/ч, с гл.400м -20 м3/ч.

Скв. № 843-Н.-Хамакинская – поглощение ПЖ при забое 14 м интенсивностью 10 м3/ч. С гл. 38 м до 88 м провалы инструмента, поглощения ПЖ без выхода циркуляции.

Скв. № 129-2-Хамакинская – поглощение ПЖ при забое 10 м интенсивностью 1,5-2,5 м3/ч. С гл. 38м поглощение ПЖ интенсивностью 1,5-2,5 м3/ч. С гл. 120 м на гл. 705 м поглощение ПЖ интенсивностью 3-5 м3/ч.

Скв. №№ 845, 213-05–Н.-Хамакинские, 228-1-В.-Сюльдюкарской, 229-1-Н.-Чаяндинская – поглощения ПЖ интенсивностью 15-10 м3/ч.

Скв. № 321-59 – полное поглощение ПЖ на гл. до 400 м.

Скв. № 321-71 – полное поглощение ПЖ в инт. 104-359м.

Скв. № 321-74 – частичное поглощения ПЖ до 34 м3/ч

Прихваты бурового инструмента

При бурении возможных пластов гипсов в метегерской свите, а также при образовании шламовых корок в коллекторах ичерской и чарской свит

Кавернообразование в интервалах каменных солей

Бурение на недонасыщенной NaCl промывочной жидкости

Є1ol-nl

380

910

Поглощение промывочной жидкости

Зоны трещиноватости различной интенсивоности, спорадически встречающиеся на разных стратиграфических уровнях

Скв.№ 180-06-Озерная – с гл. 605м (олекминская свита) поглощение ПЖ 2,5 м3/ч, с гл. 670 м  поглощение ПЖ интенсив. 6 м3/час.

Скв.№ 321-09-Чаяндинская – поглощение ПЖ с гл. 610 м (до 638 м) (олекминская свита) до 40 м3/ч.

Скв.№3 21-14-Чаяндинская – поглощение ПЖ с гл. 669 м (олекминская свит) 5-7 м3/ч.

Скв.№ 321-16-Чаяндинская – поглощение ПЖ с гл. 566 м (олекминская свита) 5-25 м3/ч.

Скв.№321-19-Чаяндинская – поглощение ПЖ 2 м3/ч с гл. 1005 м (толбачанская свита).

Скв.№ 321-23-Чаяндинская – поглощение ПЖ в инт. 920-1225 м (толбачанская свита) интенсивностью до 60 м3/ч.

Скв.№ 229-1-Н.-Чаяндинская – поглощение ПЖ в инт. 615-860 м (толбачанская свита) 2-3 м3/ч.

Скв.№ 321-18-Чаяндинская – поглощение ПЖ с гл. 1200 м (эльгянская свита) 15 м3/ч.

Скв.№ 844 Н.-Хамакинская – обвалы стенок скважины, прихваты инструмента в инт. 700-800м (толбачанская свита).

Скв.№ 845-Н.-Хамакинская – обвалы стенок скважины, прихваты инструмента при гл. 660 м (толбачанская свита).

Скв. № 321-66 – частичное поглощение ПЖ в толбачанской свите, полное и частичные поглощения ПЖ в интервале нелбинской свиты.

Скв. 321-59 – полное поглощение ПЖ на гл. 611-612 м (олекминская свита), частичное – 694-696 (толбачанская свита).

Скв. № 321-71 – частичные поглощения ПЖ до 25 м3/ч.

Скв. № 321-74 – полное поглощение ПЖ на гл. 435 м.

Скв. № 321-54 – полное поглощение ПЖ (431,4-580 м).

Обвалы стенок скважины и прихват

Образование каверн в интервалах аргиллитов и гравелитов

690

910

Возможны незначительные нефтегазоводопроявления

Є1jur

910

1165

Размывы пластов каменной соли, образование каверн и уступов

Бурение на недонасыщенной NaCl промывочной жидкости

Скв. № 810-Талаканская – НГВП с гл. 1003 м (юрегинская свита) при плотности ПЖ 1,18-1,20 г/см3.

Скв. № 360-0-З.-Талаканская – НГВП при забое 1165 м (юрегинская свита) при плотности ПЖ 1,18-1,20 г/см3.

Скв. № 321-66 – поглощения ПЖ до 3-4 м3/ч.

Скв. № 321-74 – частичные поглощения ПЖ.

Возможны незначительные нефтегазоводопроявления

Наличие межсолевых пластов низкопоровых доломитов с АВПД в нижней части свиты

Є1bl – Vbk2

1165

1560

Возможны поглощения промывочной жидкости и нефтегазоводопроявления

Зоны трещиноватости различной интенсивности, спорадически встречающиеся на разных стратиграфических уровнях

Скв.№ 129-2-Хамакинская – поглощение ПЖ с гл. 1078 м (билирская свита) интенсивностью 0,5-1 м3/ч и газопроявление при плотности ПЖ 1,26-1,32 г/см3. Ликвидировать газопроявление не удалось.

Скв. № 321-57 – поглощение ПЖ до 1 м3/ч.

Скв. № 321-71 – частичные поглощения ПЖ до 26 м3/ч.

Скв. № 321-74 – частичные поглощения ПЖ.

Vbk1-Vtlk

1560

1900

Возможны поглощения промывочной жидкости

Аномально низкие пластовые давления в терригенных продуктивных горизонтах

Скв.№ 803-Талаканская – поглощение ПЖ с гл.1543 м (хамакинский горизонт) до 40 м3/ч, с гл.1664 м (талахский горизонт) поглощение до полной потери циркуляции, снизилось до 2-5 м3/ч после перехода на ВИЭР с гл. 1715 м.

Скв.№ 321-20-Чаяндинская – поглощение ПЖ с гл. 1860 м (ботуобинский горизонт) интенсивностью 2 м3/час, с гл. 1887 м (хамакинский горизонт) поглощение ПЖ до 30 м3/ч, снизилось до 1 м3/ч после закачки ВУС.

Образование каверн в интервалах аргиллитов и гравелитов

Набухание аргиллитов паршинской свиты и осыпание гравелитов талахского горизонта при бурении на промывочной жидкости с высокой водоотдачей


Методика и объемы проектируемых работ.

Состояние изученности месторождения (площади) и анализ ранее проведенных работ.

Параметрическое и поисково-разведочное бурение а пределах Чаяндинского лицензионного участка проводилось с 1976 года. Первыми скважинами были открыты Озерное и Нижнехамакинское газовые месторождения. В конце 80-х начале 90-х годов прошлого века интенсивно велась разведка Чаяндинского месторождения, объединившего и существенно расширившего контуры Озерной и Нижнехамакинской площадей. В 1993-94 годах буровые работы были практически прекращены из-за резкого сокращения ГРР. Имевшиеся средства были сконцентрированы на подготовке к промышленному освоению Талаканского месторождения.

При подработке вариантов использования ресурсов газа Восточной Сибири и Дальнего Востока вновь проявился интерес к Чаяндинскому месторождению. В результате комплексной переинтерпретации геолого-геофизической информации при подсчете запасов Чаяндинское НГКМ вошло в разряд уникальных по запасам газа месторождений, составляющих стратегические ресурсы РФ.

В связи с началом работ по строительству нефтепровода ВСТО, маршрут которого пролегает по территории Юго-Западного региона РС(Я), и освоению крупных газонефтяных месторождений (Талаканского, Верхнечонского и др.), а также началом реализации программы создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системой добычи и транспортировки газа появилась экономическая целесообразность ускорения подготовки к промышленному освоению Чаяндинского лицензионного участка.

Целевое назначение и задачи проектируемого бурения

Для Чаяндинского НГКМ характерно очень сложное строение нефтегазовых залежей. Из ботуобинского горизонта в большинстве пробуренных скважин получены невысокие дебиты нефти и газа. В связи с этим в результате проектируемой работы должны быть решены следующие задачи:

- уточнение параметров и режима работы пласта;

- выявление  и  уточнение  границ  обособленных  продуктивных горизонтов;

- вскрытие проектного (ботуобинского) горизонта с целью изучения нефтегазовых залежей, и последующая подготовка к добыче;

- отработка технологии получения промышленных притоков нефти и газа из сложно построенных терригенных залежей с использованием современных технических возможностей;

- уточнение границ распространения коллекторов ботуобинского горизота и их насыщенность.

Выбор участка строительства скважин и обоснование ее глубины

Участок строительства разведочной скважины выбирается в соответствии с изученностью месторождения. Выбранный участок располагается в Северном блоке Чаяндинского НГКМ, поскольку в данном районе был проведен достаточный объем работ по изучению ботуобинского продуктивного горизонта.

Проектная глубина скважины на ботуобинский горизонт рассчитана исходя из прогнозной абсолютной отметки кровли продуктивного пласта.

Глубина скважины - 1900м.  

Виды и объемы проектируемых работ

Виды и объемы проектируемых работ представлены на таблицах.

Таблица 1.11 – Отбор керна, шлама

Отбор керна

Отбор шлама

индекс

стратиграфического подразделения

интервал, м

технические

средства

интервал, м

частота

отбора

от

(верх)

до

(низ)

метраж

отбора

керна

от

(верх)

до

(низ)

1

2

3

4

5

6

7

8

Vbk1

1550

1568

18

При отборе керна использовать керноотборный снаряд с фиберглассовыми трубами длиной не менее 18 м (для отбора изолированного керна)

0

1540

Через 5 м

Vpr2 *

1645**

1681

36

1540

1900

Через 2 м

Vtlh-Vtlk2

1750

1840

90

** – Кровля коллекторов хамакинского горизонта залегает в среднем на 90 м ниже кровли кровли верхнепаршинской подсвиты.

1. Интервалы отбора керна должны быть привязаны к стратиграфическим подразделениям;

2. Минимальная проходка за рейс при отборе керна 18 м;

3. Начало отбора керна за 10 м до предполагаемого продуктивного интервала.


Таблица 1.12 – Промыслово-геофизические исследования

Наименование работ

Интервал,

м

1

2

Кондуктор (324 мм), гл. 690 м

1 Обязательный комплекс (открытый ствол)

РК (ГК+НГК)

АК, Инклинометрия (через 20 м), БК, ДС

2 Комплекс промыслово-геофизических работ при вскрытии осложнений
ГК, НГК, Профилеметрия, Резистивиметрия, Инклинометрия (через 5 м)

3 Методы технического контроля цементирования и состояния ствола скважины

АКЦ, ЦМ (8-12), ОЦК (Термометрия)

0-690

30-690

В интервале поглощений


0-690

Промежуточная колонна (245 мм), гл. 1540 м

При забое 1140 м

1 Обязательный комплекс (открытый ствол)

РК (ГК+НГК)

БК, Резист., АК, ДС, ГГКлп, Инклинометрия (через 20 м)

2 Комплекс промыслово-геофизических работ при вскрытии осложнений
ГК, НГК, профилеметрия, резистивиметрия, инклинометрия (через 5 м)

640-1140

690-1140


В интервале поглощений

При забое 1540 м

1 Обязательный комплекс (открытый ствол)

РК (ГК+НГК), ГГКлп, АК, Инклинометрия (через 20 м)

МБК, Многозондовый БК-разноглубинный, Резистивиметрия, ДС

2 Комплекс промыслово-геофизических работ при вскрытии осложнений
ГК, НГК, профилеметрия, резистивиметрия, инклинометрия (через 5 м)

3 Методы технического контроля цементирования и состояния ствола скважины
АКЦ, ЦМ (8-12), ОЦК (Термометрия)

1090-1540

690-1540



В интервале поглощений


0-1540

Эксплуатационная колонна (168 мм), гл. 1900 м

При забое 1580 м

1 Комплекс промыслово-геофизических работ при первичном вскрытии продуктивных горизонтов

РК (ГК+НГК)

БК, ДС, АК

2 Комплекс промыслово-геофизических работ при вскрытии осложнений
ГК, НГК, профилеметрия, резистивиметрия, инклинометрия (через 5 м)


1490-1580
1540-1580


В интервале поглощений

При забое 1670 м*

1 Комплекс промыслово-геофизических работ при первичном вскрытии продуктивных горизонтов

РК (ГК+НГК)

БК, ДС, АК

2 Комплекс промыслово-геофизических работ при вскрытии осложнений
ГК, НГК, профилеметрия, резистивиметрия, инклинометрия (через 5 м)


1540-1670
1540-1670


В интервале поглощений

При забое 1835 м

1 Комплекс промыслово-геофизических работ при первичном вскрытии продуктивных горизонтов

РК (ГК+НГК), БК, ДС, АК

2 Комплекс промыслово-геофизических работ при вскрытии осложнений
ГК, НГК, профилеметрия, резистивиметрия, инклинометрия (через 5 м)


1540-1835


В интервале поглощений

При забое 1900 м

1 Обязательный комплекс (открытый ствол)

РК (ГК+НГК), ГГКлп, ННКт, СГК, ДС, МБК, Многозондовый БК-разноглубин., АКШ, Резистивиметрия, ВИКИЗ, Инклинометрия (через 20 м)

2 Изменяемая часть обязательного комплекса (открытый ствол)

ЯМК, Электрический и Акустический  Микросканнер (ЭиА МКС)


3 Комплекс промыслово-геофизических работ при вскрытии осложнений
ГК, НГК, профилеметрия, резистивиметрия, инклинометрия (через 5 м)

4 Методы технического контроля цементирования и состояния ствола скважины
АКЦ, СГДТ, ОЦК (Термометрия)

5 Геофизическое сопровождение испытания скважины (в колонне)
ГК для привязки, локатор муфт, дефектоскопия, термометрия, НК – до перфорации.
Локатор муфт, дефектоскопия, термометрия, НК, ГК – после перфорации.
Для контроля испытания перспективных объектов ГДИ:  высокочувствительная термометрия, барометрия, влагометрия расходометрия, шумометрия, профиль-приток, приток-состав


1540-1900

1540-1900


В интервале поглощений

0-1900

1560-1565

1620-1670*
1760-1835

В процессе бурения проводить ГТИ по всему стволу, газовый каротаж в интервале 690-1900 м.

Проводится измерение резистивиметрии на поверхности


Таблица 1.13 – Опробование пластов в процессе бурения

Номер объекта

Интервал

испытания, м

Тип испытателя

(ОПК,  ГДК,  ИПТ)

Частота отбора проб, шаг

Кол-во

режимов,

шт.

1

2

3

4

5

I

1560-1565

ИПТ

-

2/2

II*

1620-1670

ИПТ

-

2/2

III

1760-1835

ГДК/ОПК

0,4

150 точек замера,
15 точек отбора

Интервалы ИПТ, ГДК/ОПК должны быть привязаны к стратиграфическим подразделениям и целевому горизонту по данным ГИС, станции ГТИ, газового каротажа


Таблица 1.14 – Испытание продуктивных горизонтов в эксплуатационной колонне

Номер объекта

(снизу

вверх)

Индекс

пласта

Интервал,

м

Перфорационная  среда

Количество отверстий

на

1 погонный метр,

шт.

Вид

перфорации

Типо-размер, шифр

перфоратора

Интервал перфорации за один спуск, м

Количество ре-

жимов

(штуцеров) испытания

Тип

пластового

флюида

Способ

вызова

притока

от

(верх)

до

(низ)

вид

плотность,

кг/м3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

I

Vtlh

1760

1835

Раствор
хлористого кальция

1100-1120

20

Кумулятивная

ПК -105С
ПКО-89

3-5

5 – прямым ходом, 2 – обратным

Газ,
конденсат

Снижение уровня жидкости свабированием или азотной компрессор ной установкой

II*

Vpr2

1655

1670

Раствор
хлористого кальция

1100-1120

20

Кумулятивная

ПК -105С
ПКО-89

3-5

5 – прямым ходом, 2 – обратным

Газ,
конденсат

Снижение уровня жидкости свабированием или азотной компрессор ной установкой

III

Vbk1

1560

1565

Раствор
хлористого кальция

1100-1120

20

Кумулятивная

ПК -105С
ПКО-89

3-5

5 – прямым ходом, 2 – обратным

Газ,
конденсат

Снижение уровня жидкости свабированием или азотной компрессор ной установкой

* – для скважин №№ 321-58, 321-65, 321-68, 321-75.

1. Возможна замена типов перфораторов на аналоги;
2. Интервалы испытаний должны быть привязаны к стратиграфическим подразделениям и целевым горизонтам и уточняются геологической службой Заказчика по результатам промыслово-геофизических исследований, анализов керна, шлама, данных газового каротажа;

3. Для интенсификации притока использовать ПГД-БК, ГКО, СКО;

4. В качестве ингибитора гидратообразования используется раствор хлористого кальция плотностью 1240 кг/м3

Таблица 1.15 – Объем лабораторных исследований (из расчета на 100 пог. м керна)

Наименование работ

Единица измерения

Объем
исследо-ваний, ед.

1

2

3

Первичная обработка кернового материала

Гамма-каротаж на керне

м

100

Плотностной гамма-гамма-каротаж на керне

м

100

Продольная распиловка керна

м

100

Послойное литологическое описание и привязка керна по ГИС

м

100

Фотографирование 1/3 колонки керна в обычном и ультрафиолетовом свете

фото

100

Изготовление цилиндрических образцов

образец

167

Изготовление прокрашенных шлифов пропитанных смолой

шлиф

25

Предоставление рекомендаций по выбору объектов испытания в эксплуатационной колонне по данным первичной обработки кернового материала

заключение

1

Литолого-петрографические исследования

Детальное петрографическое описание керна с количественными определениями слоистости и подбором коллекции образцов по доминирующим слоям на изучение физических и коллекторских параметров

м

100

Комплексное петрографическое изучение керна в шлифах с фотографированием и описанием шлифов

шлиф

25

Определение минералогического состава пород (включает глинистость и карбонатность)  (XRD)

образец

167

Определение гранулометрического состава пород с выделением гранулометрических коэффициентов (ситовый анализ)

образец

100

Определение состава и типа цемента

шлиф

25

Стандартные исследования петрофизических свойств

Открытая пористость жидкостенасыщением

образец

167

Определение газопроницаемости по Клинкенбергу  при 4-х разных средних давлениях

образец

167

Минералогическая и объемная плотность

образец

167

Определение эффективной пористости (по остат. воде)

образец

167

Остаточная водонасыщенность центрифугированием

образец

167

УЭС в атмосферных условиях при 100 % водонасыщенности

образец

167

Исследование строения порового пространства

Растровая электронная микроскопия

образец

13

Изучение структуры порового пространства методом ртутной порометрии

образец

25

Изучение морфологии и структуры порового пространства в шлифах

шлиф

25

Изучение структуры порового пространства методом капиллярометрии

образец

33

Изучение трещиноватости на керне

образец

100

Изучение кавернозности на керне томографическим методом

образец

4

Изучение кавернозности на керне методом анализа видеоизображений срезов

образец

4


Специальные исследования петрофизических свойств

Рентгено-структурный анализ глинистых минералов

образец

33

Открытая пористость в пластовых условиях

образец

13

Газопроницаемость в пластовых условиях

образец

13

Определение эффективной проницаемости (по газу в присутствии остаточной воды) в пластовых условиях

образец

25

УЭС водонасыщенных образцов в термобарических условиях (для тех же образцов, что и при атмосферных условиях)

образец

25

Акустические и упругие свойства пород в пластовых термобарических условиях (интервальное время по продольным и поперечным волнам, модуль сдвига, коэффициент Пуассона, модуль объемного сжатия, коэффициент сжимаемости и модуль Юнга)

образец

25

Изучение засолоненности порового пространства коллекторов

образец

25

Определение естественной общей и спектральной гамма-активности образцов

образец

167

Снятие кривых капиллярного давления методом полупроницаемой мембраны с определением в атмосферных условиях на семи ступенях остаточной и переменной водонасыщенности, а также УЭС
(Рк max = 0,1 МПа)

образец

13

ЯМР-измерения

образец

25

Анализы пластовых флюидов

Анализ газа

проба

15

Анализ  воды (пластовой или техногенной)

проба

10

АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ НАПРАВЛЕНИЙ РАЗВИТИЯ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ БОРЬБЫ С ПОГЛОЩЕНИЯМИ

Геолого-промысловые условия и гидравлические особенности борьбы с поглощениями при бурении и заканчивании скважин

Причины поглощения промывочной жидкости

Аналитический обзор публикаций по рассмотрению причин поглощения промывочной жидкости и тампонажных растворов при бурении нефтяных и газовых скважин показывает, что до настоящего времени у специалистов по данному вопросу нет единого мнения. Если обобщить известные точки зрения, то причинами поглощения технологических жидкостей считается пересечение стволом скважины пластов с различными каналами поглощения, которые могут быть трещинами, крупными порами, кавернами или карстовыми пустотами. Проявление же поглощений связано с перепадом давления между давлением жидкости в скважине и давлением в поглощающем пласте, которое определяется как

,                                       (2.1)

где - перепад давления в зоне поглощения;

- гидростатическое давление столба промывочной жидкости на поглощающий пласт;

- гидродинамическое сопротивление, возникающее при подъёме жидкости от зоны поглощения до устья скважины в кольцевом пространстве;

- пластовое давление.

Однако такое определение при критическом рассмотрении не может быть отнесено к понятию «причина», характеризующему источник противоречия в тех или иных технологических процессах трубной и подземной гидравлики.

Непосредственно причиной поглощений промывочной жидкости и тампонажных растворов при бурении наиболее правильным будет назвать возникновение гидравлической связи скважины и вскрытых проницаемых интервалов. Всё остальное является факторами негативного воздействия на технологические процессы бурения и эксплуатации скважин (технологические факторы) или связанными с ними последствиями (геологические факторы), под действием которых и возникает причина.

Рассмотрим влияние каждого из известных факторов на поглощения технологических жидкостей в процессе бурения в отдельности.

Геологические факторы, вызывающие поглощение промывочной  жидкости

Строительство поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин осуществляется в комплексе пород, характеризующихся, как правило, сложным строением фильтрационных каналов - пор, каверн, трещин, карстовых пустот и т.д. Течение пластовых флюидов и буровых жидкостей происходит по каналам и трещинам различного размера, форм, пространственного расположения и происхождения. Все эти факторы определяют существенную неоднородность (анизотропию) поглощающих пластов.

В соответствии с общепринятыми представлениями, известные типы коллекторов по литологическому составу классифицируются на четыре группы - обломочные, карбонатные, метаморфические и глинистые породы. Среди первых трёх групп выделяют три типа коллекторов - поровый, трещинный и смешанный (т.н. сложный). По структуре порового пространства все породы-коллекторы можно разделить на простые и сложные. Первый тип коллектора характеризуется одной системой фильтрации, которая состоит из пор, поровых каналов или трещин. Практика показывает, что данный тип коллектора распространён в песчано-алевритовых породах. Второй же тип характеризуется наличием в проницаемых породах одновременно пор, каверн, трещин, карстовых полостей и т.д. Как правило, такое сложное строение характерно для осадочных пород.

Поровый тип коллектора характеризуется наличием в матрице мелких межзерновых пор по форме, близкой к изометрической, соединённых между собой проводящими каналами. Эти проницаемые породы отличает широкий диапазон изменения размера пор (от субкапиллярных - менее 0,002 мм до сверхкапиллярных - более 2 мм). Проницаемость таких пород изменяется от 0,1* м2 до 1,2*  м2, пористость - от 0,7% до 45%. Стоит также отметить, что не все поровые коллекторы способны поглощать жидкость. Так, глинистые породы с пористостью менее 50 % не фильтруют жидкость в связи с малым размеров пор и их слабой сообщаемостью.

Трещинный тип коллектора характеризуется тем, что каналами движения в нём пластовых флюидов и технологических жидкостей являются открытые трещины, а ёмкость проницаемых пород определяется трещинной пористостью. Под трещиноватостью понимается широко развитая в породах-коллекторах совокупность систем различных трещин. Трещина же рассматривается как плоскость сечения блоков горных пород, образовавшихся в результате разрывных нарушений сплошности пластов при превышении напряжений в массиве предела их прочности. По тектоническому признаку различают тектонические, литогенетические трещины и трещины естественного гидроразрыва. От природы образования трещин зависит их ориентировка в пространстве, густота и раскрытость. Изменение густоты трещин, а, следовательно, и частоты встречи зон поглощения, зависит от расположения скважин на структуре и от характера изменения форм структуры. Наиболее интенсивная трещиноватость наблюдается в зонах тектонических поднятий и на участках с резкими изменениями толщины пласта.

Как правило, тектонические трещины образуют системы, общими характеристиками которых являются ориентировка в пространстве, возраст, а иногда и раскрытость. В каждом трещиноватом коллекторе может быть как одна, так и несколько систем различного возраста. Как отмечается в работе, ориентировка трещин определяется не только направленностью действия тектонических напряжений, но и литологическим составом горных пород. Так, для песчаников характерна трещиноватость, перпендикулярная наслоению, для аргиллитов - параллельная наслоению, а для мергелей -диагональная. Густота трещин довольно часто зависит от мощности (толщины) пласта. При прочих равных условиях с уменьшением толщины пласта густота трещин возрастает и наоборот.

Литогенетические трещины отличаются ориентировкой их параллельно наслоению. Такая трещиноватость отмечается при тонком переслаивании терригенных пород: песчаников, алевролитов, аргиллитов и их разностей.

Трещины гидроразрыва характеризуются неравномерностью распределения и ограниченными размерами (раскрытие и протяжённость). Формируются они на больших глубинах в стадии катагенеза под воздействием аномально высоких пластовых давлений (АВПД).

Трещинная пористость карбонатных коллекторов составляет доли и единицы процента. Фильтрация пластовых флюидов и технологических жидкостей происходит по раскрытым и сомкнутым (до раскрытия) трещинам. Раскрытость трещин достигает 1,0 - 1,5 мм и более. Это обусловливает широкий диапазон изменения проницаемости - от 10 * м2 до 600* м2 и более.

Смешанный тип коллектора в обломочных породах отличается наличием межзерновых и трещинных пор, характерных для песчаных и алевролитовы пород на больших глубинах. Характерная пористость коллектора составляет 3 - 6 %, проницаемость (1,7 - 2,8) *м2 и более.

На возникновение зон поглощений в трещиноватых коллекторах основное влияние оказывают геологические факторы: особенности строения структуры, тип поглощающего пласта, его мощность и глубина залегания, форма строения поглощающих каналов и величина их раскрытия, величина пластового давления, интенсивность растресканности породы и элементы  

ориентировки трещин в пространстве. Кроме перечисленных характеристик наиболее важными в борьбе с поглощениями являются объёмная плотность трещиноватости, коэффициент приёмистости, коэффициент проницаемости, градиенты давления раскрытия трещин и начала фильтрации промывочной жидкости.

Объёмная плотность трещиноватости характеризует густоту трещин и определяется выражением

Где  - объёмная плотность трещиноватости;

- площадь трещин на начальной поверхности фильтрации блока горной породы;

- объём блока горного массива.

Коэффициент приёмистости для изотропного трещинного пласта рассчитывается по формуле

Где - коэффициент приёмистости;

- расход жидкости при заданном режиме нагнетания;

- перепад давления при заданном режиме нагнетания.

Коэффициент проницаемости изотропного трещинного пласта определяется выражением [100] 

Где  - коэффициент проницаемости;

- безразмерный параметр, связанный с геометрией систем трещин в породе;

- густота трещин;

δ - раскрытость трещин.

Величина градиента давления начала фильтрации жидкости определяется формулой [100]

Где - градиент давления начала фильтрации жидкости;

- гидростатическое давление жидкости на кровлю проницаемых пород;

- давление на устье, при котором начинается фильтрация жидкости в раскрывшиеся каналы проницаемых пород;

Н- глубина кровли проницаемых пород.

В заключение следует отметить, что как правило, установить закономерность расположения поглощений в трещиноватых породах очень сложно. Во многих случаях предварительный прогноз не оправдывается, зоны поглощения отсутствуют, что очень часто является причиной усложнения конструкции скважины, излишнего расхода металла и других материальных ресурсов.

Технологические факторы, приводящие к поглощению промывочной жидкости

К основным технологическим факторам, вызывающим поглощения промывочной жидкости, относятся:

  1.  повышенная плотность, вязкость и статическое напряжение сдвига промывочной жидкости;
  2.  уменьшение кольцевого зазора между стенкой скважины и буровым инструментом;
  3.  компоновка и скорость спуска бурового инструмента;
  4.  высокие давления при проведении различных работ в скважине (нагнетание цементных и тампонажных смесей);
  5.  гидравлический разрыв пород при проведении технологических операций.

Рассмотрим более подробно основные из перечисленных факторов, которые наиболее часто вызывают поглощение технологических жидкостей.

Повышение плотности бурового раствора приводит как правило к увеличению давления (гидростатического и динамического) на стенки скважины, что может привести к образованию поглощающих каналов. При этом из промыслового опыта известно, что в отдельных случаях после перехода на облегчённый промывочный раствор или аэрированную жидкость поглощение прекращается и дальнейшее бурение скважины проходит без осложнений.

Увеличение вязкости и статического напряжения сдвига создают дополнительные гидравлические давления вследствие увеличения сопротивления движению жидкости в кольцевом зазоре.

Уменьшение кольцевого зазора между стенками скважины и буровым инструментом приводит к значительной потере давления и образованию повышенных гидравлических сопротивлений при циркуляции промывочной жидкости. Наибольшее дополнительное давление возникает при образовании сальников на буровом инструменте, при обвалах, прихватах и др. При этом максимальное дополнительное давление на стенки скважины при вышеописанных процессах определяется подачей бурового насоса.

Поглощение бурового раствора очень часто также вызывают гидродинамические давления, возникающие при быстром спуске бурильной колонны. Непосредственное влияние на значения давлений в данном случае оказывают технические данные скважины, компоновка низа бурильного инструмента, режимы проведения спускоподъёмных операций, физико-химические свойства промывочной жидкости и фильтрационные свойства проницаемого пласта.

К настоящему времени разработано несколько методик определения величин гидродинамических давлений, возникающих при проведении спускоподъёмных операций. Так, в работе предлагается всестороннее решение задачи вычисления гидродинамического давления, возникающего при осесимметричном установившемся движении гладкого полубесконечного цилиндра без дна в скважине, заполненной бингамовой жидкостью применительно к спуску обсадных колонн. Автором показано, что при спуске 219- и 245-мм обсадных колонн без обратных клапанов в скважины диаметром 269 и 295 мм соответственно начальное гидродинамическое давление в 4 раза меньше, чем с ними. Однако следует иметь в виду, что при открытом нижнем конце колонны будет происходить интенсивный перелив жидкости из труб, а в кольцевом пространстве не будет разрушаться тиксотропная структура глинистого раствора, что может привести к осложнениям при восстановлении циркуляции. В работе делается вывод, что спуск труб без обратного клапана крайне нежелателен, так как это может привести к серьёзным осложнениям.

К основным недостаткам формул, предлагаемых в упомянутой работе, а также формул других авторов является то, что они не учитывают влияния таких факторов как глубины залегания кровли поглощающего пласта, его толщины, интервалов расширения и сужения ствола скважины, количества вскрытых проницаемых пластов и их фильтрационных свойств на изменение динамических давлений в результате взаимодействия скважины прискважинной областью проницаемого интервала. Так, в работе определение гидродинамических давлений производится с учётом влияния параметрической характеристики проницаемой зоны по формуле


Где  – гидродинамическое давление, кгс/см2;

- диаметр скважины, см;

- диаметр бурильных труб, см;

- диаметр инструмента (напр., турбобура), см;

- длина инструмента с диаметром, м;

- коэффициент гидропроводности, в д • см/спз.

Данная зависимость является наиболее предпочтительной для описания гидродинамических давлений, т.к. учитывает гидропроводность проницаемого пласта. Однако следует отметить тот факт, что определение давлений в скважине для решения практических задач с помощью расчётных моделей проблематично, так как расчётные значения давлений и фактические, измеренные в скважине, очень часто на практике существенно отличаются. Это объясняется тем, что на геолого-техническую систему «скважина - п пластов» действует комплекс факторов (свойства и режимы циркуляции промывочной жидкости, скорость спускоподъёмных операций, фильтрационные и прочностные характеристики горных пород, межпластовые перетоки, величины пластовых давлений и др.), что приводит к практически непредсказуемому поведению системы, её неопределённое™ и нестационарным процессам гидродинамического взаимодействия. В данной ситуации существует два наиболее оптимальных решения. Это или производство прямых глубинных измерений в скважине, или формирование надёжного и герметичного канала ствола скважины, изолированного от проницаемых интервалов. Это позволит исключить влияние на рассматриваемую систему процессов подземной гидродинамики и получить скважину, процессы в которой подчиняются только законам трубной гидравлики. Повышение герметичности и прочности ствола скважины в интервале проницаемых пород возможно применением технологии бурения скважины с одновременной обработкой ствола высоконапорными гидромониторными струями глинистого раствора. Создание кольматационного экрана приводит к значительному расширению пределов технологически безопасного изменения дифференциальных давлений при спускоподъёмных операциях, восстановлении циркуляции и промывке скважины. Технология гидромониторной кольматации более подробно рассматривается в разделе 2.

Другим распространённым фактором поглощения технологических жидкостей является гидроразрыв горных пород, поглощение при котором как правило происходит по одной из 2-х схем.

В первом случае при нагнетании промывочной жидкости под высоким давлением происходит расширение трещин в породах, их удлинение и соединение в связанную гидравлическую сеть. Процесс развития - и распространения трещин прекращается после того, как трещины встретят крупный открытый естественный канал поглощения промывочной жидкости, выполняющий роль «дренажного канала» (рисунок 2.1).

Рисунок 2.1- Схема гидроразрыва крепких трещиноватых пород:

1 - пакер; 2 - фельзиты трещиноватые; 3 – андезиты

Промывочная жидкость через сеть расширившихся трещин попадает в этот канал и таким образом происходит её поглощение. Каналы и трещины в этом случае обладают большими объёмами, имеют малое сопротивление, разветвлённую сеть и значительную пропускную способность. Радиус распространения трещин определяется и ограничивается местоположением «дренажного канала» и не превышает 10 - 30 м. Ликвидация поглощения в данном случае как правило связана с большими трудностями. Прежде всего, раскрытые трещины могут быть расположены на большом интервале ствола скважины, что, естественно, затрудняет процесс тампонирования этих зон.

Кроме того, после первого гидроразрыва происходят, как правило, последующие, уже при меньших давлениях. Поэтому наиболее предпочтительным вариантом является предупреждение поглощений такого рода, а не их ликвидация.

Во втором случае скважина после нагнетания не проявляет признаков поглощений, хотя вся закачиваемая жидкость уходит в трещины. Если раскрытость трещин незначительна, то возникает процесс «смыкания» трещин за счёт упругой деформации горной породы. Если раскрытость трещин небольшая (менее 0,25-10-3), а видимого поглощения после нагнетания жидкости в скважине нет, то нагнетаемая жидкость поглощается расширяющимися и развивающимися трещинами, которые не соединены с «дренажным каналом поглощения». Ликвидация поглощений в данном случае не представляет особого труда. Кроме того, предупредить поглощение можно регулированием давления нагнетания раствора или смеси.

В отдельных случаях при превышении общих гидравлических давлений в скважине выше критических может произойти гидравлический разрыв пород с образованием поглощающих трещин, которые относятся к геолого-техническим факторам, вызывающим поглощения промывочной жидкости.

Другим фактором поглощения являются высокие давления при нагнетании цементных и тампонажных смесей при креплении скважин, которые часто связаны с тем, что наибольшая степень вытеснения бурового раствора (94 - 98 %) обеспечивается при турбулентном режиме движения цементного раствора, требующего создания высоких скоростей восходящего потока, что сопряжено со значительными нагрузками на пласты, часто вызывающими поглощение цементного раствора и его недоподъём до проектной отметки. Одним из путей решения данной проблемы является нахождение такого критерия управления процессом, использование которого позволило бы проводить цементирование обсадных колонн без поглощения Результатом действия вышеперечисленных факторов является образование поглощающих трещин в горных породах или расширение существующих, через которые уходит промывочная жидкость за счёт создания на призабойную зону пластов высоких перепадов давлений. Эти факторы часто накладываются на геологические, и усиливают возникшее  поглощение или в отдельных случаях сами являются основными при его возникновении.

Способы снижения проницаемости флюид насыщенных поглощающих пластов и современные направления их совершенствования и развития

В настоящее время можно выделить 3 основных механизма снижения проницаемости поглощающих пластов: расклинивающего давления (кольматация проницаемых пород гидромониторными струями полидисперсных растворов), структурообразования (закупоривание каналов фильтрации проницаемых пород нетвердеющими тампонажными растворами и смесями) и водоотделения (тампонирование поглощающих пород твердеющими растворами). В связи с тем, что обоснованный выбор механизма применительно к конкретным параметрам поглощающей скважины оказывает непосредственное влияние на эффективность и успешность проведения изоляционных работ, рассмотрим более подробно каждый из перечисленных механизмов.

Технологический процесс кольматации проницаемых пород направленными гидромониторными струями полидисперсных жидкостей основан на реализации кинетической энергии струи и эффекта расклинивающего давления. Под термином «расклинивающее давление» понимается добавочное давление, проявляющееся в тонкой прослойке перекрытых граничных межфазных зон диффузного слоя в состоянии её термодинамического равновесия с объёмной фазой. В результате обработки проницаемых участков ствола скважины высоконапорными гидромониторными струями (ВГС) суспензий (глинистых, цементных, полимерных и их комбинаций) в приствольной зоне формируется кольматационный экран с высокими изолирующими и прочностными характеристиками. Механизм формирования кольматационного слоя в проницаемых средах связан с реализацией кинетической энергии высоконапорной струи и взаимодействия поверхностных макроскопических сил расклинивающего давления - электростатических, молекулярных и структурных. Изоляция проницаемых пород высоконапорными гидромониторными струями полидисперсных жидкостей осуществляется через боковую насадку, устанавливаемую в наддолотном переводнике при бурении низкооборотными забойными двигателями или роторным способом.

Стоит отметить, что существует другой вариант аналогичной технологии - гидродинамическая вихревая кольматация, характеризующаяся особой организацией движения струй, выходящих из насадков, которые соответствующим образом расположены в наддолотном переводнике. Регулированием числа и схемы расположения насадков, их формой и диаметром, расходом пропускаемой через них жидкости, перепадом давлений в насадках можно управлять амплитудно-частотной характеристикой гидродинамического давления. Однако эффективность этой технологии существенно снижается из-за хаотичного и неуправляемого воздействия вихревых струй на обрабатываемую поверхность, при котором на порядок и более снижаются гидроизолирующие характеристики формируемого в приствольной зоне кольматационного экрана.

Снижение проницаемости пород-коллекторов при закупоривании каналов фильтрации проницаемых пород нетвердеющими тампонажными растворами и смесями достигается за счёт реологических и тиксотропных свойств полидисперсных систем. В промысловой практике наиболее широко используются тампонажные растворы на основе неорганических веществ (глин и цементов), полимеров (полиакриламиды, жидкое стекло, КМЦ) и наполнителей (древесные опилки, песок, целлофан, перлит и т.д.), которые позволяют регулировать их реологические и структурно-механические свойства.

В настоящее время применяются также специальные наполнители, представляющие собой порошкообразные смеси с оптимально подобранными компонентами, имеющих разнообразную форму (линейные волокна, волокнистые агрегаты, плоские чешуйки, сфероиды, угловатозернистые частицы, рисовая шелуха, молотый торф, древесные опилки, асбест, слюда, целлофан и т.д.), размеры и механические свойства. По составу эти компоненты являются природными полисахаридными и лигноцеллюлозными комплексами, которые получают из экологически чистых материалов растительного происхождения. На практике широкое применение находят эффективные пластинчатые кольматанты серии К (Kl, К2 и К10), а также кольматанты из отходов переработки шелухи какао-бобов (гермопор). Гермопор представляет собой химически активный закупоривающий материал, воздействующий на раствор во времени уже после его закачки в пласт. По внешнему виду гермопор представляет собой однородный тонкоизмельчённый порошок от светло- до тёмно-коричневого цвета. Основными активными веществами гермопора являются гуммирующие вещества: танин, крахмал и пентоза. Результаты лабораторных исследований подтвердили его свойства как химически активного закупоривающего материала и как химреагента, способного на 20 - 30 % заменить дефицитные и дорогостоящие полимерные добавки, с помощью которых обрабатывают глинистые растворы.

Однако подавляющее большинство поглощений, встречаемых при бурении и заканчивании нефтяных и газовых скважин, изолируется тампонажными растворами на основе портландцементов и их смесей с глинопорошками, водорастворимыми полимерами, закупоривающими наполнителями и химическими реагентами- регуляторами реологических и структурно-механических свойств гетерогенных систем, а также сроков схватывания и твердения вяжущих. Эти смеси отличает высокая концентрация твёрдой фазы в жидкости затворения, что обусловливает повышение вязкости полидисперсной системы и изменение закона внутреннего трения. Эти смеси относятся к структурным или пластическим жидкостям, моделью внутреннего трения которых является закон Шведова-Бингама

где - касательное напряжение;

- структурная (пластическая) вязкость;

- динамическое напряжение сдвига;

- градиент скорости ( -скорость между слоями жидкости);

- расстояние между слоями.

Графическая зависимость закона внутреннего трения (Шведова-Бингама) представлена на рисунке 2.2.1

При условии  вязкопластичная жидкость (ВПЖ) проявляет свойства твёрдого тела. Движение такой жидкости возможно лишь в случае превышения касательных напряжений предельного напряжения сдвига . Наибольшие касательные напряжения возникают в слоях жидкости, которые контактируют с поверхностью каналов фильтрации. Течение начинается, когда в этих слоях касательные напряжения превышают предельное напряжение сдвига (). Но по мере приближения к центру потока величина касательных напряжений снижается до значений, равных предельному напряжению сдвига (). При этом центральный поток жидкости движется с постоянной скоростью как твёрдое тело по пристенному слою. Гидравлические сопротивления при таком режиме течения определяются пластической вязкостью и пластической прочностью ВПЖ. Однако наибольшее влияние на гидравлические сопротивления течению паст оказывает пластическая прочность, величина которой неизмеримо выше вязких сопротивлений.

Рисунок 2.2 - Зависимость между градиентом скорости и касательным напряжением сдвига: 1 - по закону Ньютона; 2 - по закону Шведова-Бингама

У цементных растворов проявление этого эффекта создаёт впечатление об их высокой вязкости. В действительности это является следствием проявления пластических напряжений, поскольку потери давления от вязких напряжений зависят от величины расхода нагнетаемого раствора, а пластические напряжения - только от структурно-механических свойств ВПЖ. Вместе с тем установлено, что потери напора на преодоление пластических сопротивлений значительно выше гидравлических потерь на вязкие сопротивления.

Следует отметить, что рассмотренные особенности состояния и поведения гетерогенных систем, описываемых моделью Шведова-Бингама, справедливы для глинистых, цементных растворов и их смесей при условии постоянства исходных свойств суспензий.

Также необходимо заметить, что для проведения изоляционных операций как правило применяют насосные агрегаты типа ЦА-320А, оснащённые поршневыми насосами. Однако такие насосы обладают рядом недостатков, в частности они не выдерживают длительной работы при высоком давлении, которое необходимо для проведения работ и уже при слабой сработанности поршней и цилиндровых втулок при повышении давления происходят перетоки жидкости из одной полости цилиндра в другую, что резко снижает коэффициент подачи насоса. Одним из выходов создавшегося положения является применение насосных установок, оснащённых плунжерными насосами одинарного действия, у которых отсутствуют перетоки жидкостей.

В заключение необходимо отметить тот факт, что из всех рассмотренных методов снижения проницаемости поглощающих пластов управляемыми являются только два — гидромониторная кольматация и закачивание в проницаемый пласт твердеющих растворов и смесей, которые позволяют управлять самим механизмом снижения проницаемости через изменение технологических параметров проведения изоляционной операции. Однако в практике борьбы с поглощениями часты случаи, когда для успешной изоляции поглощений различной сложности необходимо применение комбинации механизмов снижения проницаемости. Необходимая комбинация определяется геолого-физическими условиями производства изоляционных работ и техническими возможностями бурового предприятия. В частности, на практике часто применяют сочетание механизма закупоривания каналов поглощающего пласта нетвердеющими пастами с механизмом тампонирования нагнетанием твердеющих растворов.

Методы обоснования и расчёта технологических параметров процесса изоляции поглощающих пластов

Для успешной борьбы с поглощением промывочной жидкости необходимо определить наиболее эффективные значения технологических параметров проведения изоляционной операции - тампонирования поглощающих пластов. Как следует из обзора публикаций за последние 25 лет, подобные научные исследования и технологические разработки в области борьбы с поглощениями по существу отсутствуют. Редкое исключение составляют работы проф. Полякова В.Н. и его учеников. Вместе с тем, известны различные методики по расчёту одного из параметров процесса изоляции - объёма тампонажного раствора . Для оценки их корректности необходимо проведение сравнительного анализа.

По Ивачёву Л.М. необходимый для изоляции объём тампонажного раствора определяется из выражения

где  - мощность поглощающего пласта, м;

= 1,5- коэффициент запаса;

- коэффициент трещиноватости проницаемых пород;

- перепад давления нагнетания тампонажной смеси, Па;

- пластическая прочность тампонажной смеси, Па.

Крылов В.И. [56] предлагает определять объём тампонажного раствора из выражения

где - расход нагнетания тампонажной смеси в пласт, см3/с;

<0,75  - время производства изоляционных работ, с;

 - время загустевания тампонажного раствора, с.

В работе Н.А. Максимовича и др. [77] предлагается рассчитывать количество цементно-тампонажного раствора по формуле

 

где   - объём раствора в л;

- площадь сечения скважины в дм2;

- интервал тампонажа в дм.

Мессенджер Д.Ю. [81] предлагает определять необходимый объём раствора из выражения

где  - раскрытость трещин, м;

- перепад давления нагнетания тампонажной смеси, Па;

- прочность тампонажного камня на сжатие, кгс/ см2.

В работе В.И. Мищевича  необходимое количество тампонирующей смеси для производства изоляционных работ рассчитывается по формуле

где  - объём цемента, необходимого для изоляции поглощения м3;

- диаметр скважины, м;

- мощность поглощающего пласта, м;

K - коэффициент, учитывающий увеличение количества сухого цемента для задавливания в поглощающий пласт и потери при цементировании. Семёнов Н.Я. в своей работе наряду с расчётом необходимого для изоляции объёма тампонажной смеси предлагает комплекс уравнений, описывающий статическое равновесие тампонажной смеси наначальной и конечной стадиях её твердения. Необходимый объём твердеющего раствора в данном случае предлагается определять выражением 

где - максимальный фактический радиус скважины в интервале залегания пласта, м;  - толщина пласта, м;  - коэффициент эффективной пористости.

Тян П.М. в своей работе [126] рассматривает следующую формулу для определения необходимого объёма смеси для ликвидации поглощения:

где  - объём скважины в зоне поглощения;

- средний фактический диаметр скважины;

- коэффициент, учитывающий наличие каверн;

-толщина поглощающего пласта;

- величина, учитывающая столб цементной пробки выше и ниже зоны поглощения.

Метод определения количества цементного раствора для изоляции пластов, поглощающих жидкость, предлагаемый в работе основан на гидродинамическом равновесии пласта после закачки твердеющей смеси в зону поглощения. Данный метод отличает от всех предыдущих гораздо большее количество рассматриваемых параметров:

где  - количество тампонирующего материала;

- пористость;

- абсолютная вязкость для ньютоновской жидкости;

- коэффициент проницаемости;

- радиус контура, давление на котором равно пластовому;

- радиус скважины в см;

- динамическое напряжение сдвига тампонирующей смеси в г/см2;

- безразмерные коэффициенты;

- перепад давления в зоне поглощения после окончания закачки продавочной жидкости, кг/см2;

- разность в удельных весах тампонирующей смеси и пластовой жидкости в г/см3;

- толщина поглощающего пласта в м;

- интенсивность поглощения промывочной жидкости, м3/ч;

- перепад давления в зоне поглощения в процессе исследования при

интенсивности поглощения в кг/см2.

Ясов В.Г. и др. предлагает следующую формулу:

где  - коэффициент трещиноватости;

- радиус нагнетания смеси, м;

- радиус скважины, м;

- мощность поглощающего пласта, м.

Сравнительный анализ рассмотренных методов расчёта количества тампонажного раствора, необходимого для изоляции зоны поглощения, приведён в таблице 2.1.

Как видно из таблицы 2.1, рассмотренные методы практически не учитывают влияния на объём тампонажных смесей таких важных факторов как фильтрационные характеристики проницаемого пласта и механизм его изоляции. Учитывается либо только толщина поглощающего пласта (1.9,1.10,1.12,1.13,1.14,1.15,1.16), либо только раскрытость трещин (1.11). В формуле (1.8) используется толщина поглощающего пласта и коэффициент трещиноватости проницаемых пород, в (1.15) - также толщина и коэффициент проницаемости. Однако эти параметры не отражают основных свойств поглощающего пласта, характеристики которого (толщина, глубина залегания, механическая прочность, проницаемость, размер каналов фильтрации, химическая активность, пластовое давление и температура, тип коллектора и др.) могут варьироваться в широких непрогнозируемых пределах, что оказывает непосредственное влияние на нестационарные процессы гидродинамического и физико-химического взаимодействия промывочной жидкости со стенками скважины в интервале поглощающих пород.

Свойства тампонажных смесей и технологические параметры проведения изоляционной операции также учитываются лишь некоторыми формулами (2.8, 2.9 и 2.11), и то во внимание принимаются далеко не все параметры.

Ни один из представленных методов расчёта не рассматривает объём тампонажного раствора, необходимого для полной изоляции поглощения, как функцию ряда групп параметров - технических данных скважины, геолого-физических характеристик поглощающего пласта, свойств применяемого тампонажного раствора и технологических параметров управления изоляционной операцией. А ведь, как известно, успех работ по изоляции зон поглощения во многом зависит от соответствия структурно-механических свойств тампонирующей смеси фильтрационным характеристикам проницаемых пластов.

Таблица 2.1 – Сводная таблица существующих методов расчета технологических параметров проведения изоляционной операции

Автор метода расчёта

Технические данные скважины и геологофизические характеристики поглощающего пласта

Технологические параметры проведения изоляционной операции

Номинальный диаметр

Коэффициент проницаемости

Раскрытость трещин

Толщина поглощающего пласта

Коэффициент трещиноватости

Пластическая прочность тампонажной смеси

Перепад давления нагнетания

Расход нагнетания

Время нагнетания

Ивачёв Л.М. Г361

-

-

-

+

+

+

+

-

-

Крылов В.И.

-

-

-

+

-

-

-

+

+

Максимович Н.А. [77]

+

-

-

+

-

-

-

-

-

Мессенджер Д.Ю. [811

-

-

+

-

-

-

+

-

-

Мищевич В.И. [84]

+

-

-

+

-

-

-

-

-

Семёнов Н.Я. [1101

+

-

-

+

-

-

-

-

-

Тян П.М. [1261

+

-

-

+

-

-

-

-

-

Шахмаев З.М. [1341

+

+

-

+

-

-

-

-

-

ЯсовВ.Г.

+

-

-

+

-

-

-

-

-

Другим общим недостатком рассмотренных методов является то, что они направлены на расчёт только объёма необходимой для изоляции поглощения тампонажной смеси, а не ряда параметров управления технологическим процессом изоляции, основными из которых являются расход, перепад давления, времени нагнетания и др. Т.е. вышеперечисленные методы -не направлены на реализацию непосредственно самого механизма снижения проницаемости поглощающего пласта.

Таким образом, учитывая недостатки рассмотренных методов расчёта, становится возможным сформулировать требования к создаваемой методике. Разрабатываемая методика должна включать в себя:

  1.  Определение геолого-физических и фильтрационных характеристик проницаемого интервала.
  2.  Выбор механизма снижения проницаемости поглощающих пластов.
  3.  Расчёт оптимальных технологических параметров, обеспечивающих реализацию выбранного механизма снижения проницаемости.
  4.  Проведение изоляционной операции.

На эффективность и качество изоляционных операций помимо самой методики выбора и реализации механизмов гидроизоляции проницаемых пород значительное влияние оказывают также такие факторы как информационное обеспечение работ по борьбе с поглощениями (технические данные скважины, геолого-физические характеристики проницаемых пород и гидродинамическое состояние скважины) и профессиональный уровень исполнителей работ при борьбе с этим видом осложнения. Однако наличие большого количества методик расчёта объёмов тампонажных смесей и нестационарность гидродинамических процессов, протекающих в системе «скважина - пласт», вносят существенную неопределённость в процесс принятия решений по изоляции поглощающих пластов. В этой связи одним из перспективных направлений повышения технико-экономических, качественных и экологических показателей борьбы с поглощениями является разработка и внедрение в производство программного обеспечения по борьбе с поглощениями при строительстве скважин, реализующего методику на основе установленных выше требований. Данный подход позволит более полно использовать современные методические разработки, эффективные технологии и системные решения в конкретных геолого-технических условиях изоляции проницаемых пород, повысить успешность и эффективность работ по борьбе с поглощениями независимо от квалификации исполнителей работ.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2

  1.  Рассмотрены геологические и технологические факторы, приводящие к поглощениям промывочной жидкости и тампонажных растворов, а также их причина - гидравлическая связь скважины со вскрытыми бурением проницаемыми интервалами „ горных пород. Показано, что борьба с поглощениями характеризуется высокой изменчивостью геолого-технических условий и сложностью технологических процессов, протекающих в скважине в процессе бурения.
  2.  Проведён сравнительный анализ существующих методов расчёта технологических параметров тампонирования поглощающих пластов. Показана низкая технологическая эффективность способов расчёта, так как они не учитывают всего комплекса факторов, оказывающих превалирующее влияние на процесс изоляции проницаемых пород и не направлены на реализацию соответствующих механизмов снижения проницаемости.
  3.  Сформулированы требования к разрабатываемой методике, которая должна включать в себя определение геолого-физических и фильтрационных характеристик проницаемых пород, выбор механизма снижения их проницаемости, расчёт технологических параметров реализации выбранного механизма и проведение изоляционной операции.

ОБОСНОВАНИЕ НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКИХ ПРИНЦИПОВ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ ПРОЦЕССОВ ИЗОЛЯЦИИ ПРОНИЦАЕМЫХ СРЕД

Принципы системного подхода к совершенствованию технологических процессов изоляции проницаемых пород

Как было показано в разделе 2, борьба с поглощениями технологических жидкостей характеризуется многообразием геолого-физических условий бурения, которое обусловлено вскрытием различных геогидродинамических систем, параметры которых (глубина залегания, пластовое давление и температура, тип коллектора и его фильтрационные характеристики, свойства пластовых флюидов и др.) существенно различаются.

Выбор эффективного метода изоляции проницаемых горизонтов невозможен без знания нестационарных процессов подземной гидравлики и механизмов гидроизоляции проницаемых сред. Внутрисистемные эффекты, проявляющиеся при взаимодействии тампонажных растворов с проницаемой средой и интенсифицирующие механизм снижения фильтрационных характеристик коллекторов, возникают лишь при изменении свойств тампонажных растворов и параметров технологического процесса гидроизоляции в регламентированных пределах. Как было показано ранее, применяемые для расчёта технологических параметров процесса изоляции методики не в полной мере учитывают влияние на качество и эффективность изоляционных работ таких ключевых факторов как фильтрационные характеристики проницаемых пород, вязко-пластичные свойства тампонажных смесей и параметры регулирования процесса нагнетания, которые в совокупности и позволяют реализовать тот или иной механизм снижения проницаемости поглощающих пластов.

Поэтому при выборе способа борьбы с поглощением необходимо учитывать не только геолого-физические характеристики скважины, но и особенности механизмов гидроизоляции проницаемых сред при применении различных методов тампонирования поглощающих пород.

Различие типов проницаемых коллекторов, изменение их фильтрационных характеристик в широком диапазоне, сложность гидравлического состояния скважины обусловливают индивидуальный подход к обоснованию и выбору метода изоляции каждого поглощения. Кроме того, из широко применяемых на практике технологий необходимо выбрать наиболее эффективный для конкретного объекта метод изоляции, который при минимуме затрат средств и времени обеспечит максимальную эффективность и успешность проводимых работ.

Решение такой задачи возможно только при учёте взаимодействия основных частей системы (фильтрационные характеристики проницаемой среды, механизм гидромеханических процессов их изоляции и технологические параметры управления механизмом изоляционной операции), каковой является технологический процесс снижения проницаемости поглощающих пород.

Как известно, решение проблемы с применением системного подхода характеризуется такими понятиями как информация, организация и управление. Исходя из этого, а также из ранее сформулированных требований к разрабатываемому методическому комплексу, становится возможным составить технологическую схему производства изоляционных работ, включающую в себя следующие основные этапы (рисунок 2.1):

  1.  Определение фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта (элемент 1, рисунок 2.1), включающих в себя коэффициент полной приёмистости, индикаторную зависимость (интегральную характеристику), пластовое давление и температуру (элементы 1.1 - 1.3, рисунок 2.1).

Рисунок 3.1 – Технологическая схема производства изоляционных работ

  1.  Обоснование механизма изоляции (элемент 2, рисунок 3.1), включающего в себя выбор одного из трёх рассмотренных ранее механизмов снижения проницаемости: механизма расклинивающего давления (ГМК), коагуляционного структурообразования (закачивание нетвердеющих паст), водоотдачи и кристаллизации (тампонирование горных пород) - элементы 2.1 - 2.3, рисунок 3.1.
  2.  Выбор типа тампонажной смеси в случае, если выбран механизм водоотдачи и кристаллизации (элемент 3, рисунок 2.1). В этом случае применяются глинистые пасты и пасты-пробки, цементы или гельцементы иполимерцементы (элементы 3.1 - 3.3., рисунок 2.1).
  3.  Расчёт наиболее оптимальных технологических параметров, обеспечивающих реализацию выбранного механизма снижения проницаемости (элемент 4, рисунок 3.1). На данном этапе определяются перепад давления, расход нагнетания, линейная скорость бурения и частота вращения инструмента в случае, если был выбран механизм расклинивающего давления (проведение ГМК) - элемент 4.1, рисунок 3.1 или расход, перепад давления нагнетания на начало операции нагнетания, время и допустимое давление нагнетания на конец операции в случае, если был выбран механизм водоотдачи и кристаллизации (тампонирование горных пород) - элемент 4.2, рисунок 3.1.
  4.  Выбор технико-технологической схемы производства изоляционных работ в случае, если применяется тампонирование. При этом может быть выбрана одна из схем - применение колонны заливочных труб с открытым концом (ОК), с разобщающими устройствами (пакерами), или же может быть применено нагнетание тампонирующих смесей непосредственно через ствол скважины (элементы 5.1 - 5.3, рисунок 3.1).

Как видно из технологической схемы, представленной на рисунке 3.1, первый этап относится к категории «Информация», второй и третий - к категории «Организация» а четвёртый и пятый - к категории «Управление».

Как известно, под термином «система» в общем случае понимается совокупность материальных тел с известными свойствами и связями как между собой, так и с внешней средой, располагающейся за границей рассматриваемой системы. С этой точки систему характеризуют объект воздействия, внешняя среда и параметры, воздействующие на процесс изоляции.

При проведении технологической операции по предупреждению поглощений гидромониторной обработкой ствола скважины высоконапорными струями глинистых растворов и суспензий геолого-техническая система «скважина - проницаемый пласт» включает в себя объект воздействия - скважину и проницаемый пласт, внешнюю среду - затопленную струю и параметры воздействия - технологические параметры управления гидромониторной кольматацией (элементы 1.1 - 1.3, рисунок 3.2).

Объект воздействия (скважина и поглощающий пласт) применительно к предупреждению поглощений характеризуют такие параметры как номинальный диаметр скважины, линейная скорость бурения, частота вращения инструмента, плотность промывочной жидкости, гидростатическое давление столба жидкости, стеснённость струи, продольный и поперечный сносящие потоки (элементы 1.1.1.1 - 1.1.1.7, рисунок 3.2), текущее пластовое давление, глубина залегания кровли и свойства проницаемой породы (элементы 1.1.2.1-1.1.2.3, рисунок 3.2).

Внешняя среда (затопленная струя), воздействующая на объект, характеризуется такими параметрами как плотность глинистого раствора, форма насадка, продольная и поперечная вибрации насадка, ограниченность размеров подводящего канала и динамическое давление пятна струи на преграду (элементы 1.2.1 - 1.2.5, рисунок 3.2).

Факторы внешнего воздействия (технологические параметры управления гидромониторной кольматацией) характеризуют такие параметры как количество рабочих насадок, средний диаметр насадок, скорость истечения струи жидкости изнасадка, время контакта пятна струи с поверхностью, подача насосов и перепад давления на устье (элементы 1.3.1 - 1.3.6, рисунок 3.2).

При этом факторы 1.1.1.6, 1.1.1.7, 1.2.3 и 1.2.4 являются параметрами, целенаправленное управление которыми не производится, однако они также оказывают непосредственное влияние на эффективность работы затопленной струи.

Применительно к системе «скважина — проницаемый пласт» при ликвидации поглощений в качестве объекта воздействия рассматриваются скважина и проницаемый пласт, внешней среды - тампонажные смеси, при помощи которых происходит воздействие, а параметров воздействия - технологические параметры управления изоляционной операцией (элементы - 1.3.1, рисунок 3.3).

Свойства скважины и проницаемого пласта (объекта воздействия) характеризуют такие параметры как номинальный диаметр скважины, глубина забоя, плотность промывочной жидкости, внутренний диаметр бурильных труб, допустимое давление цементировочного агрегата (ЦА), длина необсаженного участка ствола скважины (элементы 1.1.1 - 1.1.6, рисунок 3.3), глубина кровли и подошвы проницаемого пласта, коэффициент трещиноватости, пластовое давление и данные гидродинамических исследований (ГДИ) (элементы 1.1.7 - 1.1.11, рисунок 3.3). Гидродинамические исследования проводятся для оценки фильтрационных свойств проницаемого пласта и включают в себя (элементы - 1.1.11.6, рисунок 3.3): тип применяемой жидкости, расход нагнетания при исследовании, перепад давления нагнетания на устье, время нагнетания, статический уровень жидкости (измеряется, когда скважина находится в состоянии покоя), изменение динамического уровня жидкости (относительно статического). В случае если для исследования применятся паста (пласты с высокой интенсивностью поглощения, более

Рисунок 3.2 – Геолого-техническая система « Скважина проницаемый пласт» при предупреждении поглощений

90м3/ч), в качестве характеристики также используется её объём и предельное напряжение сдвига (элементы 1.1.11.7 и 1.1.11.8, рисунок 3.3).

Внешняя среда (тампонажные растворы и смеси) характеризуется такими параметрами как объём нетвердеющего тампонажного раствора, объём вяжущего (твердеющего тампонажного раствора) и объём продавочной жидкости (элементы 1.2.1 - 1.2.3, рисунок 3.3).

Технологические параметры управления изоляционной операцией (факторы внешнего воздействия) включают в себя (элементы 1.3.1 - 1.3.3, рисунок 3.3): расход, давление и время нагнетания вяжущего.

Таким образом, технологический процесс борьбы с поглощениями промывочных жидкостей и тампонажных растворов в процессе бурения нефтяных и газовых скважин при системном подходе включает в себя две составляющие - статическую (геолого-техническая система «скважина — проницаемый пласт» при предупреждении и ликвидации поглощений) и динамическую (регламентирование самих технологических операций и последовательности их выполнения).

Рисунок 3.3 Геолого-техническая система « Скважина проницаемый пласт» при ликвидации поглощений

Выбор и обоснование метода исследований поглощающих пластов

Как следует из промыслового опыта, эффективность и успешность работ по борьбе с поглощениями во многом зависит от наличия у исполнителя качественной и в необходимом объёме информации о поведении поглощающей скважины, наличия и расположения проницаемых интервалов и их характеристик. В свою очередь, отсутствие такой информации либо наличие некорректных данных о поглощающих пластах приводит к применению необоснованных методов и как следствие, к ещё большим осложнениям (дренирование призабойной зоны пласта и др.) и снижению показателей эффективности и успешности выполняемых работ. Как уже было показано в разделе 1, существующие методы расчёта технологических параметров проведения изоляционной операции практически не учитывают такого важного фактора как геолого-физические свойства проницаемого интервала. Поэтому для оперативного получения достоверной информации о наличии и характеристиках поглощающих пластов требуется выбор и обоснование метода исследования проницаемых интервалов, который бы отвечал таким требованиям как оперативность, достоверность и не нуждался в дополнительных специальных средствах, т.е. максимально совмещался с производственным процессом бурения. Такая постановка задачи определяется тем, что большинство поглощений вызывают остановку бурения, что влечёт за собой дорогостоящий простой оборудования и рабочей силы.

Для выбора оптимального метода, отвечающего технологическим требованиям, проведём сравнительный анализ существующих способов исследований проницаемых пластов.

В настоящее время наиболее широкое применение нашли следующие способы исследования поглощающей скважины:

 наблюдение за гидравлическим состоянием и поведением скважины в процессе бурения;

  1.  расходометрия;
  2.  телеметрия;
  3.  каверно- и профилеметрия;
  4.  термометрия;
  5.  радиоактивный каротаж;
  6.  гидродинамические исследования.

Наблюдение за гидравлическим состоянием и поведением скважины осуществляется буровой бригадой непосредственно в процессе бурении. При этом с точки зрения борьбы с поглощениями наиболее важными параметрами являются скорость механического бурения, изменение уровня промывочной жидкости в приёмной ёмкости буровых насосов, перепад давления на устье, а также положение статического и динамического уровней жидкости при проведении спускоподъемных операций. Несмотря на то, что комплекс перечисленных параметров является недостаточным для обоснованного выбора способа борьбы с осложнением, он позволяет установить природу и характер поглощения (гидроразрыв, раскрытые каналы либо каналы с изменяемой геометрией фильтрации). Кроме того, в процессе наблюдения за поведением скважины становится возможным вовремя обнаружить поглощение промывочной жидкости невысокой интенсивности и своевременно применить способы предупреждения поглощений (снижение скорости спуска бурового инструмента, остановка процесса бурения, снижение подачи насосов и т.д.).

Расходометрия, телеметрия, кавернометрия, термометрия, резистивиметрия и различные виды каротажа относятся к группе геофизических исследований, которые проводятся с целью выделения в разрезе проницаемых зон и уточнением их границ (глубины расположения кровли и подошвы), а также выявления интервалов межпластовых перетоков, определения их направления и интенсивности в случае, если было вскрыто два и более проницаемых пласта. Исследования данной группы требуют применения специального оборудования и связаны с затратами времени и средств. Поэтому перечисленные способы в данной работе не рассматриваются, так как не отвечают основным из поставленных требований - оперативности и максимального совмещения с технологическим процессом бурения.

Из перечисленных способов наиболее предпочтительными являются гидродинамические методы исследований, основанные на определении комплекса прямых характеристик проницаемых пластов (основным из которых является коэффициент приёмистости). Для исследований поглощающих скважин используется метод опрессовок и метод нагнетания жидкости на нескольких режимах.

Метод опрессовок предназначен для оперативного контроля герметичности и прочности ствола скважины при бурении, выделения в разрезе и уточнения границ поглощающего интервала (глубины залегания кровли и подошвы), определения градиента давления начала фильтрации жидкости в проницаемые породы с изменяемой геометрией каналов. Операции опрессовок проводятся по одной из двух схем - нагнетанием жидкости через герметизированное устье скважины или через пакер, устанавливаемый над исследуемым интервалом. При этом схема работ выбирается исходя из цели исследований.

Гораздо более важным с точки зрения борьбы с поглощениями является метод нагнетания жидкости на нескольких режимах, так как он позволяет получить главную характеристику поглощающего пласта - его гидродинамическую (интегральную) характеристику - индикаторную зависимость, которая является основой для определения остальных характеристик проницаемых пород и технологических параметров проведения изоляционной операции. В связи с этим рассмотрим более подробно порядок проведения работ для получения такой характеристики.

К методу нагнетания жидкости на нескольких режимах предъявляются следующие требования:

  1.  гидродинамические исследования проницаемого пласта проводятся не менее чем на трёх режимах нагнетания промывочной жидкости или глинистой пасты (в случае, если скважина характеризуется высокой интенсивностью поглощения);
  2.  нагнетание жидкости или пасты в течение заданного отрезка времени должно происходить при постоянной подаче насоса и установившемся перепаде давления в течение 5 мин;
  3.  гидродинамическим исследованиям подвергается только один поглощающий пласт; в случае, если по результатам опрессовок установлено, что имеется 2 и более проницаемых участка, необходимо приведение системы «скважина - п пластов» к системе «скважина — 1 пласт» применением разобщающих устройств (пакеров);
  4.  для получения информации о забойных давлениях во время проведения исследований в компоновке низа инструмента должны быть установлены глубинные манометры;
  5.  давление по манометру на устье скважины при максимальной подаче насоса не должно превышать 5 МПа.

Сам порядок проведения исследований состоит из следующих этапов:

  1.  Колонну бурильных труб с открытым концом спускают на заданную глубину и устанавливают в рабочее положение.
  2.  Бурильную колонну через заливочную головку манифольдом обвязывают с ЦА и насосом буровой установки. Линия опрессовывается на 1,5 ожидаемого рабочего давления нагнетания при исследованиях.
  3.  Ёмкость ЦА заполняют промывочной жидкостью или заранее приготовленной пастой, затрубное пространство герметизируют.
  4.  Нагнетание жидкости на первом режиме начинают с подачи насоса, при которой возникает избыточное давление на устье, изменение которого надёжно контролируется. Исследование считается качественным и завершённым, если на каждом из режимов достигается стабилизация давления нагнетания при заданном расходе жидкости в течение 5 минут.

Второй и третий режим проводятся по схеме, аналогичной первой с той лишь разницей, что повышается расход нагнетания. После каждого из режимов исследования проводится остановка работ не менее чем на 5 минут для контроля снижения давления во времени.

По результатам проведённых гидродинамических исследований на нескольких режимах строится индикаторная зависимость (интегральная характеристика) поглощающего пласта. На рисунке 2.4 приведены интегральные характеристики двух поглощающих пластов с раскрытыми трещинами. При этом линия 1 соответствует проницаемому пласту с меньшей интенсивностью поглощения, а линия 2, более пологая и расположенная ближе к оси расхода, с большей.

По результатам проведения гидродинамических исследований и построения индикаторной характеристики определяются основные параметры поглощающего пласта и рассчитываются технологические параметры

Рисунок 3.4 - Интегральная характеристика поглощающего пласта:

1 — поглощающий пласт с меньшей интенсивностью поглощения; 2 — поглощающий пласт с большей интенсивностью поглощения.

проведения изоляционной операции. Данные расчёты подробно рассматриваются в разделе 3.

Таким образом, наиболее достоверным и оперативным способом получения информации о поглощающих пластах из всех рассмотренных является метод гидродинамических исследований, который включает в себя метод опрессовок и метод нагнетания жидкости (пасты) на нескольких режимах, позволяющий получить интегральную характеристику (индикаторную зависимость) проницаемого пласта.

Технологические приёмы предупреждения и борьбы с поглощениями, область эффективного применения

Весь комплекс работ, применяемых в настоящее время для борьбы с поглощениями промывочной жидкости, можно разделить на две группы: методы предупреждения поглощений и непосредственно методы изоляции поглощающих пород (рисунок 3.5).

Рисунок 3.5 - Классификация методов предупреждения и борьбы поглощениями промывочной жидкости

Методы предупреждения поглощений

Мероприятия предупреждения возможных  осложнений при строительстве скважины разрабатываются на стадии её проектирования. Однако, как правило, успешность применения данных мероприятий во многом зависит от конкретных геолого-технических условий бурения, их изменчивости, интенсивности, характера проявления поглощения, а также достоверности информации от параметров проницаемых пластов.

Весь комплекс предупреждающих методов можно разделить две группы. К первой группе относятся методы предупреждения поглощений, если ожидается вскрытие высокопроницаемых горных пород бурением. Вторая группа включает в себя технологические меры, направленные на восстановление нормальной циркуляции промывочной жидкости, если методы первой группы не привели к конечному положительному результату.

Наиболее широко в промысловой практике распространены следующие меры предупреждения поглощений (в последовательности, отвечающей предъявляемым к ним требованиям - оперативность применения, комплексирование с другими предупредительными мерами и безопасность дальнейшего бурения скважины), представленные на рисунке 2.5:

  1.  технологическая остановка процесса бурения на 6-10 часов с момента возникновения поглощения и нарушения нормальной циркуляции жидкости;
  2.  регулирование подачи буровых насосов и переход, при необходимости, с турбинного способа бурения на роторный;
  3.  снижение скорости спуска инструмента;
  4.  кольматация интервала поглощающих пород гидромониторными струями промывочных жидкостей на глинистой основе;
  5.  регулирование плотности, реологических и закупоривающих свойств промывочной жидкости;
  6.  формирование на проницаемых участках ствола скважины малопроницаемой быстротвердеющей цементной корки.

Из всех перечисленных способов относительно нестандартным и новым является формирование на проницаемых участках ствола скважины низкопроницаемой быстротвердеющей цементной корки с целью упрочнения стенок скважины и предупреждения осложнений непосредственно после гидродинамических исследований зон поглощений бурового раствора, а также с целью сохранения коллекторских свойств. Для формирования малопроницаемой быстротвердеющей корки на проницаемых участках ствола скважины в тампонажный раствор добавляется ПВАР (поливинилацетатный реагент).

Как уже отмечалось ранее, среди публикаций по рассмотрению причин поглощений промывочных жидкостей и тампонажных растворов, существует неопределённость в оценке причинно-следственных связей, которая ведёт к снижению эффективности научных исследований и разработок по совершенствованию технологий предупреждения и борьбы с поглощениями, т.к. большинство из них направлено на устранение негативных последствий, а не самой причины.

Аналитические исследования и промысловый опыт показывают, что большинство осложнений при бурении связаны с одной причиной - гидравлической связью вскрываемого бурением комплекса флюидонасыщенных пластов и неустойчивых горных пород со стволом скважины. Воздействие геолого-физических (фильтрационные и прочностные свойства горных пород, пластовое давление и температура, свойства пластовых флюидов) и технологических факторов (дифференциальные давления, свойства промывочных, специальных, технологических жидкостей и тампонажных растворов) приводит к нестационарным гидродинамическим и физико¬химическим процессам взаимодействия этой сложной геолого-технической системы, что является причиной большинства встречаемых на практике осложнений, в т.ч. и поглощений технологических жидкостей.

Несмотря на практическую значимость приведённых методов, применение большинства из них ограничено довольно узким диапазоном изменения фильтрационных характеристик поглощений промывочной жидкости (показатель интенсивности поглощения не должен превышать 25-30 м3/ч, коэффициент приёмистости - не более 0,7 - 0,8 * м3 /(с*МПа),, а глубина статического уровня жидкости может достигать 700 м и более). Поэтому применение этих мероприятий как правило является временной мерой, позволяющей без остановки бурения подготовиться к производству работ по надёжной и полной изоляции поглощающих пород до технологически требуемого уровня показателей герметичности и прочности крепи, так как они не обеспечивают эффективной изоляции проницаемых и неустойчивых горных- пород от ствола скважины.

Наиболее оптимальным решением в данном случае является совмещение процесса вскрытия поглощающего интервала с его изоляцией. Как уже отмечалось ранее, из всех вышеперечисленных методов данному требованию отвечает только обработка ствола гидромониторными струями промывочных жидкостей и тампонажных растворов. Данная технология обладает двумя важными преимуществами перед другими способами:

Во-первых, она позволяет устранить саму причину поглощений — гидродинамическую связь ствола скважины с проницаемым интервалом.

Во-вторых, при рассмотрении процесса строительства скважины с системной точки зрения гидромониторная кольматация позволяет создать условия, близкие к оптимальным для проведения следующего этапа борьбы с поглощениями - изоляции поглощающих пластов высокой проницаемости, т.е. непосредственно ликвидации поглощений.

  1.  Методы ликвидации поглощений

К наиболее эффективным методам изоляции поглощающих пород относятся (рисунок 2.5):

  1.  Изоляция нагнетанием в призабойную зону проницаемых пластов тампонажных растворов и смесей.
  2.  Перекрытие зон поглощения экспандируемыми трубами.

Закачивание в призабойную зону проницаемых пород различных типовтампонажных растворов и смесей применяется при борьбе с 85 - 90 % встречаемых в практике поглощений интенсивностью от нескольких до сотен кубических метров в час. Данная технология по существу является базовой и наиболее разработанной и включает ряд модификаций, отличающихся механизмом тампонирования, свойствами применяемых растворов и смесей, технологическими приёмами производства изоляционных операций и используемыми техническими средствами. Одним из путей повышения эффективности данной технологии является улучшение изолирующей способности тампонажных растворов непосредственно у зоны поглощения за счёт применения глубинного струйного гидродиспергирования путём создания высокой скорости истечения струи тампонажного раствора и направления её на экран или соосную встречную струю. Это приводит к значительному увеличению удельной поверхности частиц твёрдой фазы и связыванию свободной воды, что сопровождается резкой потерей подвижности и сокращением сроков схватывания раствора. Для практической реализации данного способа поглощения применяются глубинные гидродиспергаторы различных типов и технология их применения. Применение таких гидродиспергаторов позволяет повысить эффективность изоляционных работ за счёт сокращения числа операций (заливок) на изоляцию одной зоны поглощения и соответственно в уменьшении затрат времени и средств на эту операцию.

Для борьбы с поглощениями разработаны также высокоструктурные гельцементы, обработанные в качестве коагулянта водным раствором полиакриламида. Такая высокоструктурная смесь имеет удельный вес меньший, чем у цементных растворов, более высокую консистенцию, чем обычный гельцемент, высокие адгезионные свойства по отношению к породе и поверхности, смоченной глинистым раствором. Применение данной смеси позволяет уменьшить расход цемента. Следует отметить, что в связи с трудностью прокачки нерастекаемой тампонирующей смеси её получают как правило непосредственно в скважине. При этом через трубы подаётся цементный раствор с полиакриламидом, а в затрубное пространство - необходимое количество глинистого раствора. Цементный и глинистый растворы смешиваются при выходе из колонны, образуя в стволе скважины по мере продвижения к поглощающему пласту высокоструктурную смесь предельно высокой консистенции.

Помимо традиционной технологии закачивания тампонажных смесей в скважину разработаны также другие способы ликвидации поглощений, например так называемый «способ двух трубок» или способ, где в качестве тампонажного материала используются синтетические смолы, цементно-смоляная смесь и др. Однако ввиду ограниченности и сложности их применения, эти технологии в данной работе не рассматриваются.

Необходимо также отметить то, что эффективность проведения изоляционных работ тампонированием в значительной степени зависит от состава применяемого раствора, чему очень часто уделяется мало внимания. Как правило, в качестве ускорителей схватывания используются жидкое стекло, хлористый кальций, кальцинированная сода, сернокислый глинозём и др. В большинстве случаев указанные выше реагенты-ускорители схватывания применяются в жидком виде, т.е. их добавляют к воде затворения. Также практикуется раздельная подача реагентов-ускорителей, смешиваемых с цементным раствором в бурильных трубах. При этом используются растворы реагентов самой различной концентрации, что затрудняет получение быстросхватывающейся смеси требуемого состава. Это приводит к тому, что введённые в скважину растворы либо не схватываются в течение длительного времени, либо наоборот слишком быстро твердеют, что иногда является причиной потери ствола скважины.

Перекрытие зон поглощения экспандируемыми трубами как правило применяется при катастрофических поглощениях. При этом наряду с экспандируемыми трубами также применяются обсадные и профильные. Данный метод как правило применяется в том случае, если изоляция тампонажными смесями является необоснованной вследствие больших затрат времени и средств. Снижение эффективности технологий, основанных на изоляции поглощающих зон закачиванием различных типов и свойств тампонажных смесей, связана в отдельных случаях с увеличением глубины вскрытия поглощающих пластов и их фильтрационных характеристик (интенсивности поглощений, коэффициента приёмистости, толщины проницаемых пород и раскрытости каналов фильтрации). Основным преимуществом этого метода борьбы с поглощениями является возможность сохранения диаметра скважины и продолжения бурения без изменения её конструкции при локальном расширении ствола скважины.

Следует также отметить, что в каждом конкретном случае необходимо учитывать характер проявления и параметры поглощающего пласта и в зависимости от них подбирать способ предупреждения и ликвидации поглощения и параметры его реализации (рецептуру тампонажных смесей, их объём, свойства промывочной жидкости и т.п.), принимая во внимание при этом стоимость проведения изоляционной операции.

Механизмы снижения проницаемости флюидонасыщенных пород при применении методов малых и глубоких проникновений тампонажных систем

Механизм гидромеханического процесса кольматации коллекторов гидромониторными струями суспензий при обработке ствола скважины включает в себя три этапа:

  1.  В области эффективного действия скоростного напора протекают процессы очистки входных каналов и порового пространства от глинистых частиц, электростатического и адсорбционного слоев с выносом их из зоны кольматации в удалённую от стенок скважины на 0,01 - 0,02 м зону.
  2.  Заполнение порового пространства кольматантом на радиусе воздействия. При этом высокое динамическое давление способствует максимальному заполнению объёма пор кольматантом, отфильтровыванию жидкости, плотной упаковке глинистых частиц при сближении их контактов и снижения толщины граничных слоёв.
  3.  Заключительная стадия протекает в условиях термодинамического равновесия системы и связана в основном с процессами физико-химического взаимодействия. Основная роль при этом принадлежит действию расклинивающего давления (силам отталкивания и адгезии), тиксотропии и предельного напряжения сдвига суспензии. Результатом их общего влияния на свойства системы является рост градиента давления начала фильтрации флюидов через гидроизолирующий слой.

Механизм тампонирования поглощающих пород твердеющими растворами отличается большей сложностью. Рассмотрим особенности процесса изоляции поглощающих пластов тампонажными смесями.

Вследствие контактирования тампонажного раствора со стенками трещин, каверн и пор, а также выделения из него несвязанной (свободной) жидкости затворения под действием перепада давления на глубину проникновения смеси повышаются реологические и структурно-механические свойства, плотность тампонажной смеси, сроки схватывания и твердения. Механизм изменения исходных свойств тампонажных смесей при движении в каналах поглощающих пород под влиянием процессов водоотдачи и адгезии заключается в следующем.

Фильтрация тампонажной смеси в проницаемых каналах протекает под действием перепада давления на радиусе нагнетания. В начальной стадии нагнетания вязкопластичных жидкостей, когда время контактирования её со стенками проницаемых каналов мало, а процесс разделения смеси на твёрдую и жидкую фазы только начинается, радиус внедрения раствора в призабойную зону приближается к своему максимуму. С увеличением времени контактирования (взаимодействия) вязкопластичной жидкости со стенками каналов поглощающих пород начинают интенсифицироваться гидромеханические процессы, определяющие эффективность изоляционной операции - адгезии и водоотдачи. Основное влияние на них оказывают два фактора:

Рост гидравлических сопротивлений на радиусе нагнетания тампонажных смесей, связанный с проявлением вязкопластичных свойств раствора.

Интенсификация процесса водоотдачи и разделения смеси на твёрдую и жидкую фазы с необратимым ростом реологических и структурно-механических свойств тампонажного раствора происходит при фильтрации в проницаемых каналах. Выделяющаяся из тампонажного раствора жидкость затворения под действием перепада давления отфильтровывается в сеть проницаемых каналов, пересекаемых трещинами с большей раскрытостью. Раскрытость таких каналов недостаточна для проникновения в них твёрдой фазы полидисперсных растворов. Тогда как жидкая фаза (вода затворения) фильтруется через каналы раскрытостью 0,15 - 0,20 мм и менее и тем интенсивнее, чем выше перепад давления между каналами движения высокоструктурированных смесей и жидкости затворения (воды).

Интенсификация процесса обезвоживания тампонажных смесей и значительный рост пластических и структурно-механических свойств вяжущих приводит к существенному сокращению периода перехода их из коагуляционного состояния в кристаллизационное.

Кроме того, на протяжении всей операции нагнетания тампонажных смесей наиболее интенсивно обрабатываются каналы большей раскрытости и протяжённости. Объёмный расход и скорость фильтрации растворов в них будут наибольшими так же, как радиус внедрения и время контактирования с проницаемыми породами. Поэтому гидромеханические процессы, связанные с механизмами структурообразования твердеющих растворов и повышением их реологических и структурно-механических свойств, будут протекать более интенсивно (Рисунок А.1, а). В каналы меньшей раскрытости раствор будет проникать менее глубоко. Продолжаться так будет до тех пор, пока не снизится проницаемость каналов с большими размерами и не повысится перепад давления в изолируемом интервале. Тогда повысится скорость фильтрации, объёмный расход и радиус нагнетания тампонажного раствора в каналы меньшей раскрытости и протяжённости (Рисунок А.1, б). В таком переменном режиме фильтрации тампонажного раствора по каналам различного размера тампонирование продолжается, практически, до полного снижения проницаемости поглощающего пласта. Второй этап изоляции связан с формированием цементного камня на радиусе нагнетания твердеющей смеси- перехода коагуляционной структуры раствора в кристаллическую (Рисунок А.1, в). Это, в свою очередь, приводит к повышению прочности горных пород интервала цементирования.

Необходимо отметить, что рассмотренный механизм тампонирования поглощающих пластов цементными растворами реализуется при применении схемы бокового нагнетания смесей. В случае же, если имеет место схема донного или переходного нагнетания, эффективность реализации данного механизма существенно снижается или становится невозможной.

Факторы, интенсифицирующие гидромеханические процессы кольматации и тампонирования проницаемых пород

Факторы, интенсифицирующие гидромеханические процессы кольматации и тампонирования проницаемых пород, можно разделить на две группы. К первой группе относятся свойства самих тампонажных систем, а ко второй - технологические параметры проведения изоляционной операции.

Структурирование тиксотропных смесей и паст с образованием пространственной решётки в их объёме интенсифицируется воздействием таких факторов как повышение в объёме концентрации твёрдой фазы и дисперсности коллоидных частиц. В настоящее время регулирование реологических и тиксотропных свойств глинистых и приготавливаемых на их основе тампонажных растворов и паст осуществляется как правило применением следующих материалов и химреагентов:

  1.  введением активных добавок - цемента, гипса и наполнителей;
  2.  использованием химических реагентов-структорообразователей: гашёная известь (Са(ОН)2), углекислый натрий (Na2C03), хлористый натрий (NaCl), хлористый кальций (СаС12), полимеры (ПАА, гивпан, жидкое стекло (Na2Si02- силикат натрия));
  3.  добавлением в глинистые смеси пептизирующих электролитов, повышающих концентрацию частиц твёрдой фазы суспензий при сравнительно невысокой кажущейся вязкости.

Рассматривая факторы первой группы, следует заметить, что повышенные закупоривающие свойства тампонажных смесей и паст обеспечивают высокие характеристики вязкости, пластической прочности, динамического и статического напряжения сдвига последних. Влияние перечисленных реологических свойств высокоструктурированных тампонажных смесей на гидравлические сопротивления при движении в проницаемых каналах различно и зависит от размеров трещин (раскрытое™ и протяжённости) и от факторов второй группы - технологических параметров проведения изоляционной операции, а именно: подачи насоса, перепада давления нагнетания на начало операции и времени нагнетания тампонажной смеси. Раскрытость и протяжённость трещин в свою очередь влияет на радиус проникновения тампонажного раствора.

Однако в связи с тем, что поглощения характеризуются в большинстве своём высокой степенью непредсказуемости, не всегда бывает возможным оперативное использование специализированных добавок и реагентов. Поэтому основными технологическими параметрами, определяющими гидравлический режим взаимодействия тампонажных систем с проницаемыми породами, являются: перепад давления нагнетания на начало операции, подача насосов (расход) и время нагнетания. При этом основное влияние оказывает перепад давления нагнетания. Как показывают исследования, воздействие давления приводит во времени к повышению концентрации твёрдой фазы суспензии, её реологических характеристик и сокращению сроков формирования цементного камня, то есть позволяет эффективно изменять свойства тампонажной системы во времени в технологически требуемом направлении. С увеличением давления на проницаемые стенки скважины возрастает перепад давления на радиусе внедрения смеси и глубина проникновения её в горные породы. В результате степень воздействия давления как основного фактора на изменение свойств тампонажной системы и проницаемой среды при тампонировании значительно возрастает за счёт интенсификации гидромеханических процессов закупорки и кольматации.

Исходя из этого, необходимо сформулировать следующую задачу: подобрать такое технологически обоснованное сочетание вышеперечисленных параметров, которое будет соответствовать проницаемой характеристике поглощающего пласта и обеспечивать наиболее эффективное воздействие гидравлических факторов на процессы кольматации и закупорки проницаемых пород.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3

 Рассмотрены принципы геолого-технических обоснований выбора алгоритма расчёта технологических параметров проведения изоляционных работ на основе современных представлений о физической сущности гидромеханического процесса тампонажа проницаемых пород при комплексном воздействии основных факторов - геолого-физических свойств поглощающего пласта, свойств тампонажных систем и параметров нагнетания тампонажного раствора.

 Наиболее эффективным способом предупреждения поглощения промывочной жидкости является совмещение процесса бурения поглощающего интервала с его обработкой высоконапорными гидромониторными струями промывочной жидкости с кольматирующими свойствами. Это позволяет устранить саму причину поглощений - гидродинамическую связь ствола скважины с проницаемым интервалом и создать благоприятные условия для проведения следующего этапа борьбы с поглощениями - изоляции поглощающих пластов более высокой проницаемости.

 На основе аналитического обзора существующих методов ликвидации поглощений показано, что наиболее эффективным способом ликвидации поглощений является метод тампонирования поглощающих пластов при регулируемых режимах нагнетания.

Рассмотрены механизмы снижения проницаемости поглощающих пластов методами малых и глубоких проникновений тампонажных растворов.

Показано, что основными технологическими параметрами, которые интенсифицируют процессы кольматации и закупорки проницаемых пород, являются перепад давления нагнетания на начало операции, подача насосов (расход) и время нагнетания.

ПОГЛОЩЕНИЕ НА ЧАЯНДИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Опыт ликвидации осложнений при бурении скважин на Чаяндинском НГКМ

В настоящее время на Чаяндинском НГКМ ведется третий этап геологоразведочных работ, который предусматривает строительство 19 независимых разведочных скважин, при этом проверяется достоверность принятой геолого-геофизической модели строения залежей. Во многом эти разведочные скважины выполняют задачи оценочного этапа, так как по степени изученности запасы газа, поставленные на баланс, отнесены к категории С2 с большой долей условности. В пределах блока в хамакинском горизонте могут быть выявлены нефтяные поля. Проектная глубина типовой разведочной скважины на талахский горизонт составляет 1900 м.

Проводится отработка технологии получения промышленных притоков газа из сложнопостроенных залежей, в том числе с применением горизонтальных стволов.

Сложное неоднородное строение месторождения предопределило возникновение геолого-технических осложнений в процессе строительства скважин. Перечень, виды и характеристики осложнений представлены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 – Возможные осложнения при проведении технологических операций

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

Вид, характеристика  
осложнения

Условия возникновения осложнений

Осложнения при

бурении скважин-аналогов

от (верх)

до

(низ)

1

2

3

4

5

6

Є2br

0

135

Размывы устья
Обвалы ствола скважины

Растепление мерзлых неустойчивых пород, набухание глин и мергелей

Осложнения возникают при бурении без спуска направления на некачественных глинистых растворах


Є2mt – Є1čr

135

380

Поглощение промывочной жидкости, провалы инструмента

Интенсивная трещиноватость и закарстованность карбонатных пород

Скв. № 803-Талаканская – поглощение ПЖ с гл. 149 м интенсивностью до 50 м3/ч.

Скв. № 808-Талаканская – при забое 113 м провал инструмента 0,2-0,3 м, поглощение ПЖ интенсивностью 35-40 м3/ч, с глубины 130 м полная потеря циркуляции. Поглощение ПЖ с гл. 260 м интенсивностью 5-8 м3/ч, с гл.400м -20 м3/ч.

Скв. № 843-Н.-Хамакинская – поглощение ПЖ при забое 14 м интенсивностью 10 м3/ч. С гл. 38 м до 88 м провалы инструмента, поглощения ПЖ без выхода циркуляции.

Скв. № 129-2-Хамакинская – поглощение ПЖ при забое 10 м интенсивностью 1,5-2,5 м3/ч. С гл. 38м поглощение ПЖ интенсивностью 1,5-2,5 м3/ч. С гл. 120 м на гл. 705 м поглощение ПЖ интенсивностью 3-5 м3/ч.

Скв. №№ 845, 213-05–Н.-Хамакинские, 228-1-В.-Сюльдюкарской, 229-1-Н.-Чаяндинская – поглощения ПЖ интенсивностью 15-10 м3/ч.

Скв. № 321-59 – полное поглощение ПЖ на гл. до 400 м.

Скв. № 321-71 – полное поглощение ПЖ в инт. 104-359м.

Скв. № 321-74 – частичное поглощения ПЖ до 34 м3/ч

Прихваты бурового инструмента

При бурении возможных пластов гипсов в метегерской свите, а также при образовании шламовых корок в коллекторах ичерской и чарской свит

Кавернообразование в интервалах каменных солей

Бурение на недонасыщенной NaCl промывочной жидкости

Є1ol-nl

380

910

Поглощение промывочной жидкости

Зоны трещиноватости различной интенсивоности, спорадически встречающиеся на разных стратиграфических уровнях

Скв.№ 180-06-Озерная – с гл. 605м (олекминская свита) поглощение ПЖ 2,5 м3/ч, с гл. 670 м  поглощение ПЖ интенсив. 6 м3/час.

Скв.№ 321-09-Чаяндинская – поглощение ПЖ с гл. 610 м (до 638 м) (олекминская свита) до 40 м3/ч.

Скв.№3 21-14-Чаяндинская – поглощение ПЖ с гл. 669 м (олекминская свит) 5-7 м3/ч.

Скв.№ 321-16-Чаяндинская – поглощение ПЖ с гл. 566 м (олекминская свита) 5-25 м3/ч.

Скв.№321-19-Чаяндинская – поглощение ПЖ 2 м3/ч с гл. 1005 м (толбачанская свита).

Скв.№ 321-23-Чаяндинская – поглощение ПЖ в инт. 920-1225 м (толбачанская свита) интенсивностью до 60 м3/ч.

Скв.№ 229-1-Н.-Чаяндинская – поглощение ПЖ в инт. 615-860 м (толбачанская свита) 2-3 м3/ч.

Скв.№ 321-18-Чаяндинская – поглощение ПЖ с гл. 1200 м (эльгянская свита) 15 м3/ч.

Скв.№ 844 Н.-Хамакинская – обвалы стенок скважины, прихваты инструмента в инт. 700-800м (толбачанская свита).

Скв.№ 845-Н.-Хамакинская – обвалы стенок скважины, прихваты инструмента при гл. 660 м (толбачанская свита).

Скв. № 321-66 – частичное поглощение ПЖ в толбачанской свите, полное и

частичные поглощения ПЖ в интервале нелбинской свиты.

Скв. 321-59 – полное поглощение ПЖ на гл. 611-612 м (олекминская? свита), частичное – 694-696 (толбачанская? свита).

Скв. № 321-71 – частичные поглощения ПЖ до 25 м3/ч.

Скв. № 321-74 – полное поглощение ПЖ на гл. 435 м.

Скв. № 321-54 – полное поглощение ПЖ (431,4-580 м).

Обвалы стенок скважины и прихват

Образование каверн в интервалах аргиллитов и гравелитов

690

910

Возможны незначительные нефтегазоводопроявления

Є1jur

910

1165

Размывы пластов каменной соли, образование каверн и уступов

Бурение на недонасыщенной NaCl промывочной жидкости

Скв. № 810-Талаканская – НГВП с гл. 1003 м (юрегинская свита) при плотности ПЖ 1,18-1,20 г/см3.

Скв. № 360-0-З.-Талаканская – НГВП при забое 1165 м (юрегинская свита) при плотности ПЖ 1,18-1,20 г/см3.

Скв. № 321-66 – поглощения ПЖ до 3-4 м3/ч.

Скв. № 321-74 – частичные поглощения ПЖ.

Возможны незначительные нефтегазоводопроявления

Наличие межсолевых пластов низкопоровых доломитов с АВПД в нижней части свиты

Є1bl – Vbk2

1165

1560

Возможны поглощения промывочной жидкости и нефтегазоводопроявления

Зоны трещиноватости различной интенсивности, спорадически встречающиеся на разных стратиграфических уровнях

Скв.№ 129-2-Хамакинская – поглощение ПЖ с гл. 1078 м (билирская свита) интенсивностью 0,5-1 м3/ч и газопроявление при плотности ПЖ 1,26-1,32 г/см3. Ликвидировать газопроявление не удалось.

Скв. № 321-57 – поглощение ПЖ до 1 м3/ч.

Скв. № 321-71 – частичные поглощения ПЖ до 26 м3/ч.

Скв. № 321-74 – частичные поглощения ПЖ.

Vbk1-Vtlk

1560

1900

Возможны поглощения промывочной жидкости

Аномально низкие пластовые давления в терригенных продуктивных горизонтах

Скв.№ 803-Талаканская – поглощение ПЖ с гл.1543 м (хамакинский горизонт) до 40 м3/ч, с гл.1664 м (талахский горизонт) поглощение до полной потери циркуляции, снизилось до 2-5 м3/ч после перехода на ВИЭР с гл. 1715 м.

Скв.№ 321-20-Чаяндинская – поглощение ПЖ с гл. 1860 м (ботуобинский горизонт) интенсивностью 2 м3/час, с гл. 1887 м (хамакинский горизонт) поглощение ПЖ до 30 м3/ч, снизилось до 1 м3/ч после закачки ВУС.

Использование технологий закачек различных составов ВУС (ВУР) также в некоторых случаях позволяли снизить интенсивность и ликвидировать поглощения средней интенсивности, но при этом были сопряжены с высокими расходами реагентов и материалов. (см. таблицу 4.2).

Таблица 4.2

№ п/п

Дата производства работ

Объем закачки, м3

Закачка ВУС

Цементные мосты

  1.  

05.10.2012

20

-

  1.  

08.10.2012

-

3,5

  1.  

09.10.2012

20

-

  1.  

10.10.2012

-

2,5

  1.  

14.10.2012

-

2,0

  1.  

15.10.2012

20

-

  1.  

17.10.2012

2,0

3,0

  1.  

18.10.2012

10

-

  1.  

20.10.2012

12

-

  1.  

22.10.2012

-

3,5

  1.  

25.10.2012

6,0

3,8

  1.  

30.10.2012

20

-

  1.  

31.10.2012

6,0

-

  1.  

05.11.2012

-

7,0

  1.  

07.11.2012

-

5,0

  1.  

11.11.2012

10

-

Итого:

126,0

30,3

Проектом на строительство скважин основным материалом по борьбе с поглощениями высокой и катастрофической интенсивностью было предусмотрено установка цементных мостов с использованием цемента марки ПЦТ-III-Об-4-50 или ПЦТ-I-50 с введением облегчающих добавок. В большинстве случаев применение ликвидационных мостов с использованием цементов при борьбе с поглощениями требовало неоднократных установок, что привело к значительным затратам времени, материалов и как следствие к снижению коммерческих скоростей бурения. При этом эффективность мероприятий по ликвидации поглощений с использованием цементных мостов можно признать весьма низкой.

Компания ООО « Сервисный Центр СБМ» является одним из операторов осуществляющих сервисное сопровождение буровых и тампонажных растворов при строительстве скважин на Чаяндинском НГКМ с 2009 г. За это время получен весьма богатый опыт по методам предупреждения и ликвидации поглощений различной интенсивности. Так с целью предупреждения поглощений промывочных жидкостей в рецептуру бурового раствора добавляли различные наполнители-кольматанты серии КФЦ до 6-8%. Для случаев с возникновением частичных поглощений осуществлялись прокачки различных составов ВУС с наполнителями в виде опилок, волокнистых кольматантов и мраморной крошки серии МР-4, МР-5. Эффективность мероприятий по ликвидации поглощений указанными материалами и реагентов была получена на скважинах с невысокой интенсивностью поглощений до 1 м3/час, как правило, при более высоких значениях интенсивности поглощений производились комбинированные закачки с установкой тампонажных мостов.

Основным мероприятием по борьбе с катастрофическими поглощениями явилось установка цементных мостов с различным сочетанием наполнителей и кольматантов. Данная технология лишь в некоторых случаях позволяла локализовать интервалы поглощений, но, как правило, при разбуривании установленного моста поглощение возобновлялось сразу или через 0,5-2 м после углубления по вскрываемому пласту.

С целью повышения эффективности мероприятий по борьбе с поглощениями высокой интенсивности специалистами Сервисный Центр СБМ в программах промывки скважин была предусмотрена технология ликвидации поглощений с использованием водонабухающих полимеров серии Полиэкспан. Данный продукт производится компанией ЗАО « НПО Полицелл» и является одним из эффективных решений по борьбе с высокоинтесивными в т.ч. катастрофическими поглощениями, что было доказано неоднократно при ликвидации осложнений в сложных геологических условиях, как в Астраханской области, так и в Восточной Сибири на различных месторождениях.

Опыт применения реагента Полиэкспан при ликвидации осложнений при строительстве скважин на Чаяндинском месторождении показал ряд преимуществ перед стандартными проектными решениями, а также позволил отработать эффективную технологию по борьбе с поглощениями. Эффективность применения данного материала обеспечивается достоверностью исходной геолого-технической информацией по скважинам и строгим соблюдением рецептуры тампонирующего состава, также технологии закачки в интервал установки. Что было реализовано на скважине № 321-74 ЧНГКМ сопровождаемой сторонней сервисной компанией по буровым растворам.

Данная скважина была разбурена 21 июля 2012 г. И в интервале 435 м 4 октября было получено геологическое осложнение в связи с поглощением бурового раствора без выхода циркуляции, за 4 мин объем поглощения составил – 4 м3, при этом интенсивность поглощения - 75м3/час. Данное поглощение связано с бурением по трещиноватым доломитам толбачанской свиты атдабанского яруса. Сервисной компанией сопровождающей буровые растворы по данной скважине совместно с заказчиком были предприняты многократные попытки по ликивдации поглощения. В таблице 4.2 составленной по данным актов из дела скважины № 321-74 ЧНГКМ представлены мероприятия и объемы закачек в различных комбинациях при ликвидации возникающего осложнения.

Произвели ГИС (термометрия, резистевиметр) в интервале 442-0 м, АКЦ в интервале 400-0 м. Запись профилемира в интервале 442-400 м. В результате предпринятых мероприятий был точно установлен интервал поглощения 415-437 м. Но ликвидировать поглощение так, и не удалось. Особенностью производства работ при закачке и установке различных комбинаций мостов, составов являлось ограничение предельного значения дифференциального давления на заколонное пространство величиной – 20 атм., т.к. кольцевое пространство после цементирования кондуктора было опрессовано на 21 атм.

Заказчиком было принято решение о привлечении к работам по ликвидации поглощения представителей компании СЦ СБМ. В кратчайшее сроки была произведена доставка реагента. Полиэкспан на кустовую площадку. И направлен представитель для сопровождения работ по ликвидации осложнения. В период с 15 по 17 ноября 2012 г на скважине № 321-74 Чаяндинского НГКМ проведены изоляционные работы в интервале открытого состава (399,6-445 м). С целью ликвидации поглощения промывочных жидкостей в соответствии планом № 33 от 13.11 2012 г было произведено 2-е операции по закачке в поглощающий пласт суспензии водонабухающего полимера Полиэкспан (жидкость затворения р-р хлорида натрия с плотностью 1,16 г/см3) общим объемом – 9,0 м3 используемая продавочная жидкость раствор хлористого натрия с плотностью 1,12 г/см3. По окончании сроков гелеобразования водонабухающего реагента. По окончанию сроков гелеобразования водонабухающего реагента Полиэкспан были произведены работы по восстановлению циркуляции и опрессовке ствола скважины. По результатам проведенных работ геологическое осложнение было ликвидировано и продолжено углубление скважины. Фактический расход материалов и реагентов представлен в таблице 4.3.

Таблица 4.3

№ п/п

Дата

Наименование материалов и реагентов

Количество, тн

Объем закачки, м3

  1.  

15.11.2012 г.

Водонабухающий полимер Полиэкспан

0,375

4,0

  1.  

16.11.2012 г.

Водонабухающий полимер Полиэкспан

0,50

5,0

Итого

0,875

9,0

В настоящее время совместно с ООО « Газпром бурение» ведется работа по разработке регламента на ликвидацию осложнений при бурении скважин на Чаяндинском НГКМ, который включает технологии и материалы, положительно зарекомендовавшие себя при бурении скважин за 2010-2012 гг. Внедрение технологического регламента позволит более оперативно и эффективно производить мероприятия по ликвидации поглощений и инцидентов, и как следствие повысить технико-экономические показатели строительства скважин.                

Мероприятия по предотвращению осложнений в интервалах АНПД и ликвидации поглощений

На случай возможных поглощений предусмотрены разнотипные и разноразмерные кольматирующие наполнители (опилки, резиновая крошка, шлак, полиплаг), водонабухающий полимер (ПБС) и облегченный цемент (ПЦТ-III-Об-4-50 или ЦТРОС) для установки изолирующих мостов в зонах поглощений. Перечисленные наполнители или их аналоги должны соответствовать СТО Газпром 2-3.2-090-2006 «Кольматирующие наполнители для буровых растворов. Технические требования».

При разбуривании интервалов АНПД основным возможным осложнением является поглощение бурового раствора. Работы, связанные с предупреждением возможных поглощением, вскрытием, изоляцией зон поглощений должны производится в соответствии с СТО Газпром 2-3.2-090-2006 «Вскрытие пластов с интенсивным поглощением промывочной жидкости»  Для предупреждения поглощений при бурении скважин на Чаяндинском НГКМ в зонах АНПД:

1. Использовать методы регулирования (снижения) гидравлического сопротивления в системе скважина-пласт:

- снижение расхода промывочной жидкости на буровом насосе до минимально допустимых значений;

- снижение (ограничение) скорости СПО;

- увеличение зазора между буровым инструментом и стенками скважины (смена в КНБК УБТ меньшего диаметра);

- смена способа бурения (забойный двигатель или турбина)  на роторный способ;

2. Обеспечить минимально возможную плотность циркулирующего раствора за счет:

- применения бурового раствора с минимальным содержанием твёрдой и коллоидной фаз;

- постоянной и качественной работы четырехступенчатой системы очистки в целях удаления из бурового раствора выбуренной породы, снижения содержания твердой и коллоидной фаз.

При возникновении поглощений определить интенсивность поглощения и (или) статический уровень в скважине.

3. В зависимости от интенсивности поглощения произвести углубление ствола скважины на 10 – 20 м и использовать различные методы его ликвидации.

3.1. Снижение плотности бурового раствора за счет работы системы очистки и разбавления циркулирующего раствора свежеприготовленными порциями с минимальной плотностью.

3.2. Ввод инертных наполнителей в циркулирующий раствор (опилки, резиновая крошка, шлак, мраморная крошка). Расход наполнителей – 20 – 40 кг/м3 и более. При вводе наполнителей циркуляцию бурового раствора производить с минимальной производительностью и в обход системы очистки (не менее 3 – 4 циклов циркуляции).

3.3. Закачка ВУС (вязкоупругих составов на основе водонабухающих полимеров) в зону поглощения. Возможно также применение комбинированных ВУС (с дополнительными добавками наполнителей на стадии приготовления).

Вязко-упругие составы (ВУС) предназначены для временной защиты пласта от влияния технологических жидкостей как в период строительства и освоения скважин, так и при проведении ремонтно-изоляционных работ, в том числе при глушении скважин.

Разработаны несколько вариантов ВУС. Технология применения, состав и концентрации реагентов выбираются индивидуально для каждой скважины в зависимости от геолого-технических условий и цели работ.

ВУС содержит комплекс полисахаридных полимеров, реагенты для регулирования рН среды и комплексообразователь. Полимерный реагент и комплексообразователь выбирается в зависимости от необходимой термостабильности и плотности. Плотность ВУС может меняться от 1000 до 2000 кг/м3. Для получения ВУС плотностью 1000-1360 кг/м3используют пресную воду или неорганические соли (хлориды калия, натрия, кальция), для более высокой плотности - соли органических кислот (формиаты калия, цезия).

3.4. Контейнерная доставка и задавка в зоны поглощения «сухих» пеналов на основе крупноразмерных и разнотипных наполнителей.

3.5. Установка цементных мостов на основе облегченных тампонажных составов ПЦТ-III-Об-4-50 (Тампонажный портландцемент) или ЦТРОС с заданными свойствами (плотность, растекаемость, реологические параметры, сроки загустевания и схватывания и другие) в зоне поглощения. После завершения ожидания затвердевания цементы (ОЗЦ) производится спуск инструмента, разбуривание цементного моста и определение наличия или отсутствия поглощения. При отсутствии поглощения бурение продолжается, при его наличии принимается решение о выполнении дальнейших работ (повторная установка моста, применение профильных перекрывателей).

3.6. При проведении работ по изоляции поглощающих интервалов в стволе скважины диаметром 215,9 и 295,3 мм для консолидированного ввода наполнителей и тампонирующих составов с задавливанием в пласт используются пакеры механического действия соответствующего типоразмера.

3.7. При невозможности ликвидации катастрофических поглощений перечисленными выше методами бурение интервалов (по 50 – 100 м) на технической воде (без выхода циркуляции) с последующим перекрытием профильным перекрывателем.

Работы по установке профильных перекрывателей должны производиться с привлечением соответствующих сервисных компаний и на основе «Руководства по эксплуатации ОЛКС (3668-142000147588-2007 РЭ) и «Инструкции по изоляции осложнений оборудованием локального крепления скважин». В данной документации определены условия, при которых необходим спуск расширяемых профильных перекрывателей для ликвидации поглощений бурового раствора, а также критерии, соблюдение которых позволит обеспечить безопасное ведение работ по ликвидации поглощений бурового раствора с их помощью.

В соответствии с требованиями ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» работы по ликвидации осложнений (поглощений) производятся по планам работ, которые согласовываются с заказчиком, проектной организацией и утверждаются главным инженером бурового предприятия.

Вскрытие пластов с интенсивным поглощением промывочной жидкости в ЧНГКМ [СТО Газпром 2-3.2-118-2007]

  1.  Первичное вскрытие пласта с интенсивным поглощением промывочной жидкости является составной частью процесса строительства скважины в сложных горно-геологических условиях, к которому разрешается приступать только при наличии проекта на строительства скважины, утвержденного и согласованного в установленном законодательством порядке, регламентируемом правилами .
  2.   Буровым подрядчиком должны быть разработаны и согласованы в установленном порядке мероприятия по предотвращению и ликвидации типовых осложнений для горногеологических условий скважины, включая интенсивные поглощения промывочной жидкости при бурении.
  3.   До начала первичного вскрытия пласта с интенсивным поглощением промывочной жидкости на буровую должны быть завезены, складированы, размещены и смонтированы материально-технические ресурсы по перечню и в объемах, определенных проектом на строительство скважины, с учетом мероприятий по предотвращению и ликвидации типовых осложнений.
  4.   Признаками интенсивного поглощения промывочной жидкости в процессе бурения являются:
  5.   увеличение механической скорости бурения в 2,5—3 раза по сравнению с нормированной (возможны «провалы» инструмента от 0,1 м и более);
  6.   снижение давления нагнетания бурового раствора;
  7.   уменьшение объема промывочной жидкости в приемных емкостях бурового насоса;
  8.   прекращение выхода промывочной жидкости из скважины.
  9.   Интенсивное поглощение промывочной жидкости может вызвать другие осложнения (обвалы, сужение ствола) и аварии (прихваты, смятия колонн и др.).

Факторы, способствующие поглощению промывочной жидкости, требования к промывочным жидкостям и составам для изоляции зон поглощений

 Перечень факторов, способствующих поглощению промывочной жидкости:

  1.   Факторы, способствующие возникновению интенсивного поглощения промывочной жидкости при бурении, подразделяются на геологические и технологические.
  2.  К геологическим факторам следует относить:
  3.  аномально низкое пластовое давление — при повышенной естественной проницаемости пласта (наличие тектонических нарушений, связанная трещиноватость и каверноз- ность пород);
  4.  малая величина давления гидроразрыва пород — при низкой естественной проницаемости пласта.
  5.  Основным технологическим фактором следует считать превышение забойного давления промывочной жидкости в скважине над давлением поглощения (пластовое давление, давление гидроразрыва пород) при выполнении различных технологических операций.

Требования к промывочным жидкостям и их параметрам:

  1.  При разбуривании интенсивно поглощающего пласта промывочная жидкость должна выполнять все технологические функции, связанные с углублением ствола скважины, и отвечать следующим дополнительным требованиям:
  2.  минимально допустимая и возможная плотность;
  3.  высокая вязкость;
  4.  высокое статическое напряжение сдвига;
  5.  низкие фильтрационные показатели;
  6.  высокая кольматирующая способность.
  7.  Плотность промывочной жидкости следует определять из условия предотвращения поступления пластового флюида в ствол скважины для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий бурения, потери устойчивости стенок скважины, гидроразрыва пласта в соответствии с правилами [1].
  8.  Плотность промывочной жидкости (в статических условиях), необходимую для компенсации пластового давления, следует определять по формуле:

где  — плотность промывочной жидкости, кг/м3;

— коэффициент превышения гидростатического давления столба промывочной жидкости на забой над пластовым давлением;

— пластовое давление, Па;

— глубина, м;

— ускорение свободного падения, м/с2.

В соответствии с правилами [1] для скважин глубиной менее 1200 м  = 1,1, для скважин глубиной более 1200 м  = 1,05.

В необходимых случаях может устанавливаться плотность промывочной жидкости большая, чем рассчитанная по формуле (1), но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовое давление на 1,5 МПа для скважин глубиной до 1200 м и от 2,5 до 3,0 МПа для более глубоких скважин.

Допускается отклонение от указанных требований в порядке, определенном правилами [1].

  1.  Плотность промывочной жидкости, необходимую для предотвращения гидроразрыва пласта, следует определять по формуле:

где  — плотность промывочной жидкости, кг/м3;

— давление гидроразрыва пласта, Па;

— гидродинамическое давление в кольцевом пространстве скважины, при промывке или спуске колонны труб, Па;

— глубина, м;

— ускорение свободного падения, м/с2.

  1.  Плотность промывочной жидкости для интервалов, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами, солями, следует устанавливать исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины в соответствии с правилами [1]. Плотность промывочной жидкости, обеспечивающей допускаемую депрессию на стенки вертикальной скважины в пределах от 10 % до 15 % эффективных скелетных напряжений, следует определять по формуле:

где  — плотность промывочной жидкости, кг/м3;

— поровое давление, Па;

— коэффициент учета эффективных скелетных напряжений; — горное давление, Па;

— глубина, м;

— ускорение свободного падения, м/с2.

В соответствии с правилами [1] 0,1—0,15.

  1.   В соответствии с руководящим документом [2] при бурении долотами диаметром более 295 мм и глубине забоя менее 1500 м условную вязкость и статическое напряжение сдвига промывочной жидкости следует максимально увеличить с учетом сохранения прока- чиваемости насосами. Во всех остальных случаях условная вязкость не должна превышать 25—35 с, статическое напряжение сдвига через 1 мин поддерживать менее 1,5 Па, через 10 мин — менее 5 Па.
  2.   Для снижения гидравлических сопротивлений в промывочную жидкость следует добавлять реагенты, обеспечивающие ее раннюю турбулизацию.
  3.   Компонентный состав, технологические параметры, особенности приготовления и управления качеством, расход химических реагентов и материалов для приготовления промывочной жидкости, используемой при вскрытии интенсивно поглощающего пласта, назначаются индивидуально, в зависимости от конкретных горно-геологических условий строительства скважины.

Требования к составам для изоляции зон поглощения:

  1.   Состав для изоляции зон поглощения должен отвечать следующим требованиям:
  2.  сохранять подвижность в течение времени, необходимого для доставки состава в поглощающий пласт;
  3.  легко проникать в поглощающие каналы при сравнительно невысоких перепадах давления;
  4.  быстро формировать надежный изолирующий барьер в поглощающем пласте при скважинных температуре и давлении, способный обеспечить безопасное углубление скважины;
  5.  быть устойчивым к разбавлению (размыву) пластовыми водами;
  6.  быть химически инертным по отношению к металлу (обсадная колонна, бурильный инструмент, буровое и тампонажное оборудование);
  7.  быть экологически безопасным.
  8.   Компоненты, технологические параметры, особенности приготовления и управления качеством, расход химических реагентов и материалов для приготовления состава для изоляции зоны поглощения назначаются индивидуально, в зависимости от конкретных горно-геологических условий строительства скважины.

Мероприятия по предотвращению интенсивного поглощения промывочной жидкости при вскрытии пластов бурением

 Общие технологические мероприятия:

  1.   К технологическим мероприятиям по предупреждению поглощения при вскрытии поглощающих горизонтов следует относить:
  2.   снижение гидростатического и гидродинамического давления в скважине;
  3.   применение роторного способа бурения;
  4.   применение механических и физико-химических способов уменьшения эффективного сечения каналов поглощения, не требующих прерывания бурения (кольмататоры, наполнители бурового раствора, вязко-упругие жидкости).
  5.   В особо сложных случаях, когда зоны поглощения представлены трещиноватыми породами и рифовыми отложениями проницаемостью более 1 мкм2 и поглощения возникают при малых репрессиях (от 1 до 2 МПа в соответствии с руководящим документом [2]), следует использовать специальные методы бурения:
  6.   бурение при равенстве гидростатического и пластового давлений;
  7.   бурение с применением двух растворов;
  8.   бурение с плавающим гидравлическим затвором.
  9.  Бурение с обеспечением равенства пластового и гидростатического давления в скважине следует вести с использованием:
  10.   промывочной жидкости соответствующей плотности при градиенте пластового давления более 0,01 МПа/м;
  11.   аэрированной промывочной жидкости или пены при градиенте пластового давления менее 0,01 МПа/м.
    1.   Для бурения с обеспечением равенства пластового и гидростатического давления промывочной жидкости в скважине следует использовать дополнительное оборудование:
  12.   вращающийся превентор;
  13.   блок дросселирования с дистанционным управлением.

Регулирование забойного давления следует осуществлять блоком дросселирования с выполнением следующих условий:

  1.   при отсутствии циркуляции и движения бурильной колонны:

где  — пластовое давление, Па;

— статическое давление столба промывочной жидкости на забой, Па;

— давление в кольцевом пространстве на устье скважины, Па;

  1.   при бурении или промывке:

где  — пластовое давление, Па;

— статическое давление столба промывочной жидкости на забой, Па;

— потери давления на преодоление гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве, Па;

 — давление в кольцевом пространстве на устье скважины (перед дросселем), Па.

  1.   Для бурения с обеспечением равенства пластового и гидростатического давления аэрированной промывочной жидкости или пены в скважине следует использовать дополнительное оборудование:
  2.   вращающийся превентор;
  3.   блок дросселирования с дистанционным управлением;
  4.   блок приготовления аэрированной промывочной жидкости или пены;
  5.   блок очистки и разрушения высокоустойчивой пены (при необходимости).

Бурение и промывку скважины необходимо вести по замкнутой герметизированной

системе циркуляции с применением высокоустойчивой пены.

Регулирование забойного давления следует осуществлять заданием степени аэрации промывочной жидкости или пены, а также регулированием давления в кольцевом пространстве на устье скважины с помощью блока дросселирования с выполнением следующего условия:

где  — давление в кольцевом пространстве на устье скважины, Па;

— пластовое давление, Па;

— коэффициент сверхсжимаемости газа;

— степень аэрации при нормальных условиях;

— атмосферное давление, Па;

— плотность жидкости (аэрируемой, пенообразующей), кг/м3;

— глубина, м;

— ускорение свободного падения, м/с2.

  1.  Бурение с применением двух промывочных жидкостей следует вести с использованием:
  2.   «легкой» промывочной жидкости, обеспечивающей равенство пластового и гидростатического давления в скважине в процессе механического углубления;
  3.   «тяжелой» промывочной жидкости, обеспечивающей нормативную репрессию на пласт на период спуско-подъемных операций.
    1.   Плотность «легкой» промывочной жидкости следует определять по формуле:

где  — плотность «легкой» промывочной жидкости, кг/м3;

— пластовое давление, Па;

— потери давления на преодоление гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве скважины, Па;

— глубина, м;

— ускорение свободного падения, м/с2.

  1.  Плотность «тяжелой» промывочной жидкости следует определять по формуле (1).
  2.  Бурение с плавающим гидравлическим затвором следует вести с использованием:
  3.   промывочной жидкости (воды), закачиваемой в бурильную колонну и обеспечивающей вынос шлама с забоя скважины в поглощающий пласт;
  4.   промывочной жидкости или пены, размещенной в кольцевом пространстве над поглощающим пластом и уравновешивающей гидростатическим давлением пластовое давление и давление, необходимое для закачки промывочной жидкости (воды) в пласт.
  1.   При бурении с плавающим гидравлическим затвором в компоновку низа бурильной колонны следует ввести следующее дополнительное оборудование:
  2.   обратный клапан, устанавливаемый над долотом, для исключения засорения промывочных отверстий при остановке промывки;
  3.   ударное устройство для извлечения бурильной колонны в случае прихвата (ясс);
  4.   рекомендуется на верхнем конце компоновки низа бурильной колонны установить безопасный переводник.

Требования к технологическим параметрам при проведении различных операций

  1.   В соответствии с руководящим документом [2] за 50 м до предполагаемой зоны поглощения следует перейти на роторный способ бурения, уменьшить диаметр и длину утяжеленных бурильных труб, ограничить механическую скорость бурения, при этом расход промывочной жидкости поддерживать на минимально допустимом уровне, указанном в таблице 1.

Таблица 1

Диаметр долота, мм

Минимальный расход промывочной жидкости, дм3

190

6-8

215,9

8-10

269,9

12-15

295,3

18-20

  1.   Для уменьшения величины пускового давления перед пуском бурового насоса произвести расхаживание бурильной колонны с проворачиванием или вращением. Восстанавливать циркуляцию следует одним насосом с одновременным движением вверх бурильной колонны на длину ведущей трубы и постепенным перекрытием дроссельно-запорного устройства на выходе бурового насоса.
  2.   В соответствии с руководящим документом [2] спуск бурильной колонны следует производить с промежуточными промывками через 500—1000 м в обсаженном стволе, на уровне башмака последней обсадной колонны, а затем через каждые 200—300 м в скважинах, бурящихся долотами более 190 мм, а в скважинах, бурящихся долотами менее 190 мм, через каждые 100—200 м.
  3.   В соответствии с руководящим документом [2] во избежание возникновения больших величин гидродинамических давлений на пласт при спуске бурильной колонны следует ограничить скорость ее движения до величин, приведенных в таблице 2.

Таблица 2

Местонахождение низа бурильной колонны в скважине

Диаметр ствола, мм

Допустимая скорость спуска бурильной колонны, м/с

В зоне поглощения и на 100 м выше

190 и менее

0,2—0,3

То же

более 190

0,3—0,4

Выше зоны поглощения на 100—300 м

190 и менее

0,3—0,5

То же

более 190

0,5—0,7

Ниже уровня башмака последней обсадной колонны (не доходя до зоны поглощения более 300 м)

190 и менее

0,5—0,7

То же

более 190

0,7—0,9

 Дополнительные требования к технологии изоляции поглощающих горизонтов:

  1.   К технологии изоляции поглощающих горизонтов предъявляются следующие дополнительные требования:
  2.   обработка объекта изоляции должна сводиться к единому процессу;
  3.   изоляционный материал должен заходить в поглощающий пласт на глубину, обеспечивающую устойчивое состояние стенок скважины и сохранение изоляционного экрана после разбуривания;
  4.   процесс изоляции должен соответствовать скважинным условиям (температура, давление, интенсивность движения и характеристики пластовых вод).

 Изоляция поглощающих пластов:

  1.   Изоляция поглощающих пластов с использованием наполнителей
    1.   Тип и размер наполнителя должны соответствовать форме и размерам поглощающих каналов.
    2.   Волокнистные наполнители растительного, животного, минерального и синтетического происхождения следует использовать для закупоривания трещин в известняках шириной до 3 мм.
    3.   Пластинчатые наполнители следует использовать для закупоривания трещин в известняках шириной до 2,5 мм.
    4.   Зернистые наполнители следует использовать для закупоривания трещин в известняках шириной до 5 мм.
    5.   Для повышения эффективности изоляционных работ целесообразно применять смесь наполнителей, а также закреплять намытую зону тампонажным матералом.
    6.   Наполнители следует вводить в циркулирующую промывочную жидкость при бурении или методом их намыва в поглощающий пласт.
    7.   Количество вводимого в циркулирующую промывочную жидкость наполнителя следует определять, исходя из способа бурения и вида наполнителя. Особенности приготовления и управления качеством промывочной жидкости с наполнителем назначаются индивидуально, в зависимости от конкретных горно-геологических условий строительства скважины.
    8.   Намыв наполнителя в поглощающий пласт следует производить через бурильную колонну (НКТ) или по стволу скважины. Особенности выбора жидкости-носителя, технологии приготовления и закачки наполнителя, необходимость применения пакера, а также необходимость закрепления намытой зоны тампонажным раствором назначаются индивидуально, в зависимости от конкретных горно-геологических условий строительства скважины.
  2.  Изоляция поглощающих пластов специальными изолирующими составами
    1.   Для изоляции поглощающих пластов следует применять специальные изолирующие составы, формирующие в зоне поглощения тампон типа «мягкой пробки» или тампо- нажные растворы и смеси, формирующие в зоне поглощения твердый камень.
    2.   В качестве тампонов типа «мягких пробок» следует применять промывочную жидкость с высокой концентрацией наполнителя, бентонито-битумную пасту, тампоны на углеводородной основе, замазки, латекс и др.
    3.   В качестве тампонажных растворов и смесей для изоляции зон поглощений следует применять растворы, имеющие растекаемость более 10—12 см, и пасты, имеющие расте- каемость менее 10—12 см.

Классификация тампонажных смесей, применяемых для изоляции зон поглощения, приведена на рисунке 1.

  1.   Выбор тампонажного раствора или смеси, особенности технологии их доставки в поглощающий пласт должны быть индивидуальными в зависимости от конкретных горногеологических условий строительства скважины.
    1.   Для повышения эффективности изоляционных работ перед закачкой тампо- нажного раствора (смеси) целесообразно произвести намыв наполнителей в поглощающий пласт и на сформированный изоляционный барьер нанести слой цементного раствора.
  2.  Изоляция зон интенсивного поглощения промывочной жидкости с использованием технических средств
    1.  При невозможности изолировать поглощающие пласты наполнителями или специальными изолирующими составами с доставкой их в зону поглощения через бурильную колонну со свободным нижним концом следует применять следующие технические средства:
  3.   пакеры;
  4.   перекрывающие устройства, в том числе специальные оболочки;

Рисунок 1 — Классификация тампонажных смесей, применяемых для изоляции зон поглощения

  1.   контейнеры для доставки крупных тел в зону поглощения;
  2.   скважинные гидравлические устройства для закачивания тампонажного раствора в каналы поглощения;
  3.   обсадные колонны, в том числе экспандируемые.
    1.   Пакеры следует применять для решения следующих технологических задач:
  4.   предотвращения разбавления тампонирующей смеси;
  5.   применения тампонирующих смесей с короткими сроками схватывания;
  6.   селективной изоляции пласта;
  7.   исследования приемистости поглощающего пласта.
    1.   По конструкции пакеры, применяемые для изоляции поглощающих пластов, следует подразделять на многократные (извлекаемые) и разбуриваемые.
    2.  По принципу действия извлекаемые пакеры для изоляции поглощающих пластов следует подразделять на гидравлические, механические и смешанного действия.
    3.   По способу установки извлекаемые пакеры для изоляции поглощающих пластов следует подразделять на безупорные и с упором, в том числе на стенки скважины.
    4.   По принципу действия разбуриваемые пакеры для изоляции поглощающих пластов следует подразделять на гидравлические и манжетные.
    5.   Разбуриваемые пакеры для изоляции поглощающего пласта целесообразно применять в осложненных условиях (наличие вышележащего неустойчивого интервала и др.).
    6.   Перекрывающие устройства следует применять для создания непроницаемого или проницаемого каркаса при ликвидации интенсивных поглощений промывочных жидкостей, приуроченных к большим трещинам и кавернам.
    7.   По конструкции и способу создания каркаса в поглощающем интервале перекрывающие устройства следует подразделять на требующие закачку тампонажного раствора после размещения устройства в скважине и транспортирующие специальную тампонирующую смесь в составе своей конструкции.
    8.   По особенностям предварительной подготовки ствола скважины перекрывающие устройства следует подразделять на требующие его расшиения и не нуждающиеся в нем.
    9.   Контейнеры для доставки крупных фракций наполнителя в зону поглощения следует применять для предварительного создания проницаемого каркаса в поглощающем интервале, представленном крупными трещинами и кавернами. Пространство между телами следует зацементировать.
    10.   Скважинные гидравлические устройства следует применять для доставки тампонажного раствора в каналы поглощения, в том числе в предварительно созданных каркасах, за счет использования энергии струи.
    11.   По принципу действия скважинные гидравлические устройства для доставки тампонажного раствора в каналы поглощения следует подразделять на формирующие осевую струю и формирующие радиально-щелевую (дисковую) струю.
    12.   Скважинные гидравлические устройства, формирующие осевую струю, следует применять для доставки тампонажного раствора непосредственно в трещины и каверны за счет использования высокого скоростного напора струи.
    13.   Скважинные гидравлические устройства, формирующие радиально-щелевую (дисковую) струю, следует применять для обеспечения одновременной доставки тампонаж- ного раствора к стенке скважины по всему периметру, снижения гидравлической нагрузки на пласт, уменьшения размеров зоны смешения и обеспечения практически полного замещения промывочной жидкости на тампонажный раствор.
    14.   Спуск дополнительных обсадных колонн следует применять, когда существующие способы изоляции зон поглощения не дали положительного результата. Спуск обсадной колонны следует считать крайней мерой, влекущей за собой изменение конструкции скважины.
    15.    Выбор технических средств для изоляции зон интенсивных поглощений производится индивидуально, в зависимости от конкретных горно-геологических условий строительства скважины, особенностей конструкции и технологии применении технического средства.

Меры промышленной, противофонтанной и противопожарной безопасности, охраны недр и окружающей среды при вскрытии пластов с интенсивным поглощением промывочной жидкости

  1.   Проектирование и реализация технологических процессов, связанных со вскрытием пластов с интенсивным поглощением промывочной жидкости, производятся с соблюдением законодательных, правовых и нормативных документов в области охраны труда, техники безопасности и экологической безопасности.
  2.   При ведении проектных и буровых работ, связанных со вскрытием пластов с интенсивным поглощением промывочной жидкости, дочерним обществам (организациям) ОАО «Газпром» следует руководствоваться положениями следующих документов:
  3.   Трудовой кодекс Российской Федерации [3];
  4.   Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» [4];
  5.   Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности [1];
  6.   Правила пожарной безопасности для предприятий и организаций газовой промышленности [5];
  7.   стандарты и рекомендации ОАО «Газпром», стандарты и рекомендации дочерних обществ (организаций) ОАО «Газпром» в области промышленной, противофонтанной и противопожарной безопасности, охраны недр и окружающей среды, утилизации отходов бурения и промывочных жидкостей, учитывающие особенности строительства скважин в сложных горно-геологических условиях в регионе деятельности.
  8.   Работы, связанные с первичным вскрытием пластов с интенсивным поглощением промывочной жидкости, проводятся под руководством ответственного инженерно-технического работника дочернего общества, имеющего опыт работы по вскрытию.

Специалисты, не обученные по специальности и/или имеющие просроченные сертификаты, к ведению работ не допускаются.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной дипломной работе была рассмотрена тема: методика борьбы с поглощением при бурении нефтяных и газовых скважин.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

  1.  Аналитическая оценка современного состояния технологии работ по борьбе с осложнениями показала, что характеризуется он низким уровнем упорядоченности (информация, организация, управление). В теории и практике недостаточно развиты вопросы информационного обеспечения организации и управления механизмами изоляции проницаемых пород, оптимизации параметров тампонажных смесей, совершенствования методов расчёта параметров контроля и управления процессом изоляции. До настоящего времени в этой области отсутствуют разработки по созданию программного продукта по борьбе с поглощениями.
  2.  При ликвидации поглощений фильтрация глинистых и тампонажных растворов из скважины в проницаемый пласт может происходить при различных режимах нагнетания: боковом, донном или переходном. Реализация одного из режимов в конкретном случае определяется комплексом параметров, основными из которых являются геолого-физические характеристики поглощающих пород, реологические и структурно-механические свойства жидкости и технологические параметры режима нагнетания. На основе анализа различных схем нагнетания подтверждено, что режим бокового нагнетания является наиболее эффективным применительно к борьбе с поглощениями интенсивностью до 90 м3 / ч. Он создаёт оптимальные гидродинамические условия для процессов закупорки проницаемых пород и формирования тампонажного камня, а также повышения эффективности и успешности проводимых изоляционных операций.

  1.  Рассмотрены геологические и технологические факторы, приводящие к поглощениям промывочной жидкости и тампонажных растворов, а также их причина - гидравлическая связь скважины со вскрытыми бурением проницаемыми интервалами „ горных пород. Показано, что борьба с поглощениями характеризуется высокой изменчивостью геолого-технических условий и сложностью технологических процессов, протекающих в скважине в процессе бурения.
  2.  Проведён сравнительный анализ существующих методов расчёта технологических параметров тампонирования поглощающих пластов. Показана низкая технологическая эффективность способов расчёта, так как они не учитывают всего комплекса факторов, оказывающих превалирующее влияние на процесс изоляции проницаемых пород и не направлены на реализацию соответствующих механизмов снижения проницаемости.
  3.  Сформулированы требования к разрабатываемой методике, которая должна включать в себя определение геолого-физических и фильтрационных характеристик проницаемых пород, выбор механизма снижения их проницаемости, расчёт технологических параметров реализации выбранного механизма и проведение изоляционной операции.

Рассмотрены принципы геолого-технических обоснований выбора алгоритма расчёта технологических параметров проведения изоляционных работ на основе современных представлений о физической сущности гидромеханического процесса тампонажа проницаемых пород при комплексном воздействии основных факторов - геолого-физических свойств поглощающего пласта, свойств тампонажных систем и параметров нагнетания тампонажного раствора.

 Наиболее эффективным способом предупреждения поглощения промывочной жидкости является совмещение процесса бурения поглощающего интервала с его обработкой высоконапорными гидромониторными струями промывочной жидкости с кольматирующими свойствами. Это позволяет устранить саму причину поглощений - гидродинамическую связь ствола скважины с проницаемым интервалом и создать благоприятные условия для проведения следующего этапа борьбы с поглощениями - изоляции поглощающих пластов более высокой проницаемости.

 На основе аналитического обзора существующих методов ликвидации поглощений показано, что наиболее эффективным способом ликвидации поглощений является метод тампонирования поглощающих пластов при регулируемых режимах нагнетания.

Рассмотрены механизмы снижения проницаемости поглощающих пластов методами малых и глубоких проникновений тампонажных растворов.

Показано, что основными технологическими параметрами, которые интенсифицируют процессы кольматации и закупорки проницаемых пород, являются перепад давления нагнетания на начало операции, подача насосов (расход) и время нагнетания.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1.  Дополнение к групповому рабочему проекту РП-228 «Строительство разведочных скважин на Чаяндинском нефтегазоконденсатном месторождении на Талахский горизонт» - филиал «СеверНИПИгаз» ООО ВНИИГАЗ».
  2.  Мандель А.Я. и др. «Чаяндинское месторождение: шаги к промышленному освоению». Специальный выпуск журнала « Газовая промышленность» стр. 53-55.
  3.  Документы нормативные для проектирования строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром»:«Вскрытие пластов с интенсивным поглощением промывочной жидкости», СТО Газпром 2-3.2-118-2007».  


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

14868. ҚАЗАҚ ҒАШЫҚТЫҚ ЖЫРЛАРЫНЫҢ ОРЫНДАЛУ ЕРЕКШЕЛІКТЕРІ 170 KB
  Бұлтбаева Айзада Зейкеновна ҚАЗАҚ ҒАШЫҚТЫҚ ЖЫРЛАРЫНЫҢ ОРЫНДАЛУ ЕРЕКШЕЛІКТЕРІ Зерттеу жұмысының жалпы сипаттамасы Диссертациялық зерттеудің өзектілігі. Халық эпосы қазақ баласының рухын көтеріп санасын түзейтін ғасырлар үні еліміздің рухани байлығының көне...
14869. Қазақ өнері 57 KB
  Қазақ өнері Өнерi. Қазақстан жерiнде кезiгетiн бейнелеу өнерiнiң алғашқы нұсқалары палеолит дәуiрiне жатады. Олар Қаратау мен Хантау тауларында тасқа қашалған жанжануарлар тұрпаты түрiнде кездеседi. Неолит және қола дәуiрiнде тасқа бедерленген Баянауыл үңгiрiндегi Павло
14870. ҚАЗАҚ ТАРИХЫ – ТҮРКІЛЕРДІҢ ДАЛАЛЫҚ ӨРКЕНИЕТІНІҢ ҚҰРАМДАС БӨЛІГІ 44 KB
  ҚАЗАҚ ТАРИХЫ – ТҮРКІЛЕРДІҢ ДАЛАЛЫҚ ӨРКЕНИЕТІНІҢ ҚҰРАМДАС БӨЛІГІ Ж. Исахметұлы А.Е. Жұрынбай Тараз мемлекеттік педагогикалық институты Жамбыл облыстық педагог кадрлардың білімін жетілдіру және қайта даярлау институты Тараз қ. Осы күнге дейін тарихшылардың ...
14871. Қазақ халқының салт-дәстүрлері 108 KB
  Қазақ халқының салтдәстүрлері Той малы Той малы дәстүр. Жүз жылқы той малына кетіпті М.Ж.Көпеев. Келін алуға келген қадірлі құдалар ел дәстүр салты бойынша сән салтанатымен жөн жосығымен келіп түседі. Бұл жолдың кәде жоралары да көп болады. Соның ішінде ең ба
14872. Мәдениет, салт-дәстүрлер 162.5 KB
  Мәдениет салтдәстүрлер Балаға ат қою Бала дүниеге келгеннен кейін атасы мен әжесі немесе ауыл ақсақалы балаға ат қояды. Ат қоюшы адам баланың құлағына: Сенің атың деп үш рет қайталайды. Бесікке салу Шілдехана өткеннен кейін баланың әкешешесі бесік тойын жаса
14873. Қазақтар 141.5 KB
  Қазақтар Қазақтар ұлт Қазақстан Республикасының байырғы және негiзгi халқы. Қдың ҚРдағы саны 83 млн. 1999 әлемде 124 млн. Түркi тiлдерiнiң солт.батыс қыпшақ тiлдерi тобына жататын қазақ тiлiнде сөйлейдi. Ислам дiнiнiң сүнниттiк бағытын қабылдаған. Оған дейiн шаман дiнiнiң негi...
14874. Қазақтың ас беру дәстүрі: әлеуметтік-саяси қызметі (XVIII–XIX ғғ. деректері бойынша) 241 KB
  Қазақтың ас беру дәстүрі: әлеуметтіксаяси қызметі XVIII–XIX ғғ. деректері бойынша КІРІСПЕ Тақырыптың өзектілігі. Қазақ қоғамының әлемдік тарих үрдісінің бір саласы ретінде өзінің өткенінде жүйелі ой елегіне түспеген зерттелмеген зерттелсе де біртекті бағасына ие бол...
14875. ҚАЗАҚ БИI 48 KB
  ҚАЗАҚ БИI Қазақ би өнерiнiң түп тамыры ғасырлар қойнауынан нәр алатыны белгiлi. Бүгiнде бишiлер де би ансамбльдерi де би студиялары да жоқ емес баршылық. Бiрақ кәсiби жеке бишiлерiмiз саусақпен санарлықтай. Менi көптен берi осы мәселе ойландырады. Бiздiң би әлi әлемге таныла
14876. ҚАЗАҚТЫҢ ДӘСТҮРЛІ МӘДЕНИЕТІ 47 KB
  Ақселеу Сейдімбек Л.Н. Гумилев атындағы Еуразия ұлттық университетінің профессоры филология ғылымдарының докторы ҚАЗАҚТЫҢ ДӘСТҮРЛІ МӘДЕНИЕТІ Адамзат баласы жасаған мәдениет екі түрге бөлінетінін білесіздер. Біріншісі – рухани мәдениет екіншісі – материа...