Результат интеллектуальной деятельности: Способ строительства скважины в осложненных условиях

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности, к способам вскрытия бурением локальных межсолевых пропластков с аномально-высоким пластовым давлением (АВПД) флюидной системы и низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) для продолжения безаварийного бурения на нижележащий коллектор нефти и газа.

Особенностью геологического строения месторождений углеводородов Восточной Сибири являются нефтегазорапонасыщенные пласты-коллекторы с различными ФЕС и весьма различными показателями продуктивности. Так, могут встречаться зоны, дебит рапы из которых составляет более 1000 м³/сутки, и давление рапы достигает геостатического. Также существуют зоны с низкими ФЕС, дебит которых может быть от 0,1-0,2 м³/час по жидкости и до тысячи кубометров в сутки по газу. Минерализация рапы может достигать 600-630 г/л, при этом в составе рапы в больших концентрациях находятся соли магния, калия, кальция, лития и других металлов. В процессе взаимодействия солей магния с буровым раствором параметр водоотдачи резко начинает увеличиваться, также начинает увеличиваться объем в приемных емкостях, это свидетельствует о притоке рапы или рапы с газом в скважину. При этом величина пластового давления флюида в таких низкопроницаемых зонах также может быть близкой к геостатическому, что существенно усложняет ликвидацию газонефтеводопроявления на таких скважинах. Очевидно также, что именно фактор высокого давления флюида, которое постепенно восстанавливается в области контакта призабойная зона пласта - обсадная колонна до исходных значений в пласте, играет основную роль при возникновении смятия обсадных колонн после их крепления.

Основные трудности при бурении скважин вызывает газовое насыщение пласта, т.к. при наличии АВПД углеводородный газ из такого пласта постоянно поступает в ствол скважины, снижает плотность бурового раствора, увеличивая депрессию на проявляющий пласт, что в свою очередь увеличивает дебит проявляющего пласта. При этом стоит отметить, что, как правило, такие пласты даже с газовым насыщением способны перевести скважину из статического состояния в незначительный перелив за довольно долгий промежуток времени (от суток и более). Это связано с тем, что при высоком давлении флюида данные пласты обладают крайне низкими значениями проницаемости, что обуславливает крайне низкий дебит притока в скважину пластового флюида. Несмотря на это, продолжить бурение не представляется возможным в связи с постоянным газированием бурового раствора, его запениванием и неспособностью устьевого оборудования перекачивать аэрированный буровой раствор.

Учитывая высокие темпы развития техники и технологии в последнее десятилетие, сроки строительства глубоких эксплуатационных и разведочных скважин на нефть, газ, промышленные рассолы значительно сократились с нескольких месяцев до 20-30 дней (в среднем). Развитие техники и технологий в первую очередь касаются применения верхнего привода, телесистем с гидравлическим и электромагнитным каналом связи, роторных управляемых систем, долот PDC очень широкого спектра дизайнов и т.д. В свою очередь природные факторы, такие как начало, развитие газонефтеводпроявлений в скважине и методы их ликвидации, как и раньше, требуют длительных по времени технологических операций и в текущих условиях существенно увеличивают сроки строительства скважины. И здесь очень важно понимать и оценивать текущий геологический разрез, его особенности, а самое важное - хотя бы приблизительные характеристики возможных проявляющих пластов в скважине. К таким характеристикам безусловно относятся пластовое давление и ФЕС. Именно от ФЕС, как правило, зависит скорость реакции скважины на возникающую депрессию на пласт и соответственно интенсивность газонефтеводопроявления. При этом, если ФЕС достаточно низкие, авторами предлагается альтернативный известным способ бурения скважины, позволяющий существенно сократить временные затраты по сравнению со стандартными методами ликвидации газонефтеводопроявления.

Известен способ обеспечения безопасности буровых работ при вскрытии высоконапорных пластов, состоящий в использовании для профилактики фонтанного выброса специальных утяжеленных буровых растворов [Калинин А.Г., Левицкий А.З. Технология бурения разведочных скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. - М.: Недра, 1988. - с. 98-99. Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин. - М.: Недра, 1984. - 317 с.]. Для их приготовления необходимы дорогостоящие и дефицитные реагенты: бромиды и нитраты поливалентных металлов, биополисахариды, гидроксиэтилированные производные целлюлозы и многоатомных спиртов, барит, целестин, гематит, галенит и др.

Недостатками данного способа являются высокая стоимость бурового раствора, большие сложности в его приготовлении и поддержании необходимых технологических параметров (высокие реологические параметры) в условиях поступления флюида из АВПД-пласта. Основной проблемой здесь являются значения пластовых давлений, близкие к значениям геостатического давления. При такой плотности (2300-2500 кг/м³) буровые растворы ведут себя крайне нестабильно, и зачастую необходимая плотность является недостижимой.

Известен способ предупреждения межколонных газонефтеводопроявлений в нефтяных и газовых скважинах (патент РФ на изобретение №2493354, МПК Е21В 33/13 (2006.01), С09К 8/48 (2006.01), выдан 20.09.2013), включающий заполнение межтрубного пространства выше цементного раствора глинистым раствором. Согласно предлагаемому изобретению применяют утяжеленный баритом глинистый нестабилизированный раствор, который прокачивают во время процесса цементирования перед цементным раствором для создания баритовой пробки, причем объем утяжеленного раствора не менее объема межтрубного пространства над цементом.

Недостатком данного способа являются большие временные затраты на физическое осаждение утяжелителей (барита, гематита и т.д.), при хранении утяжеленного раствора в емкостях может происходить частичное осаждение утяжелителя, что приведет к отклонению фактической концентрации утяжелителя от плановой. Данный способ включает в себя спуск дополнительной обсадной колонны после прохождения АВПД-пласта, что существенно утяжеляет и удорожает конструкцию скважины.

Известен способ изоляции притоков крепких рассолов (рапы) в скважине (авторское свидетельство СССР №1444505, МПК Е21В 33/13, выдано 15.12.1988), включающий изоляцию притоков рапы за счет образования пробки в стволе скважины из седиментационного материала и кристаллизации солей при вызове притока из скважины, при котором скорость восходящего потока рапы будет меньше скорости осаждения частиц седиментационного материала.

Недостатком данного способа является невозможность дальнейшего углубления скважины, так как после разбуривания пробки в стволе приток флюида возобновится.

Известен способ создания фильтрационной завесы при бурении высоконапорных пластов, насыщенных крепкими хлоридно-кальциевыми рассолами (патент РФ на изобретение №2735508, МПК Е21В 21/08 (2006.01), выдан 03.11.2020), включающий закачку химически активного буфера в АВПД-пласт, с последующим осаждением СаСО₃ и снижением фильтрации из пласта.

Недостатком данного способа является невозможность закачки любых активных жидкостей (химические буфера, быстросхватывающиеся смеси, цемент) в пласт в связи с низкими ФЕС такого пласта, а значит и полным отсутствием приемистости. А при достижении в процессе закачки значений давления гидроразрыва дебит АВПД-пласта может только увеличиваться за счет искусственно улучшенных ФЕС в призабойной зоне пласта (ПЗП), что дополнительно усугубит ситуацию на скважине.

Известен способ вскрытия продуктивного пласта на депрессии (патент РФ на изобретение №2540701, МПК Е21В 21/14, выдан 10.02.2015), по сути являющийся адаптированным способом ранее ставшего известным способа (патент РФ на изобретение №2199646, МПК Е21В 21/14, выдан 27.02.2003). Также в разных источниках упоминается возможность бурения с постоянным газированием бурового раствора, но только в соответствии с принципами технологии бурения «на балансе» В выше обозначенном способе подробно описываются технические аспекты применения технологии бурения на «депрессии», такие как изменение пластового давления в процессе проводки ствола в условиях длительно разрабатываемых залежей, компенсирование давления на забое работой дросселя на устье скважины при различных технологических операциях.

Основным недостатком при бурении на депрессии и с регулируемым давлением (на балансе) является очень высокая цена комплекта оборудования и несоизмеримый рост капитальных затрат на строительство скважины.

Известен способ строительства скважины в осложненных условиях (Патент РФ на изобретение №2630519, МПК Е21В 21/08 (2006.01), Е21В 43/10 (2006.01), Е21В 33/14 (2006.01), выдан 11.09.2017), включающий бурение и крепление ствола скважины обсадной колонной до кровли высоконапорного пласта, вскрытие бурением высоконапорных пластов с использованием мер противофонтанного выброса. После вскрытия высоконапорных пластов производят подбуривание зумпфа 30 м, и осуществляют закачку в призабойную зону пласта буферной жидкости на основе охлажденного рассола.

Недостатками данного способа являются его ориентированность только на рапонасыщенные АВПД-пласты, и он неэффективен при газопроявлениях в скважине. Также требуется дополнительное время и материалы на изоляцию АВПД-пластов.

Наиболее близким по технической сущности (прототипом) является способ, в общем случае описанный в [Контроль скважин при ГНВП. Практические задания по управлению скважиной: учебное пособие / В.А. Долгушин, А.А. Земляной, А.В. Кустышев, Д.С. Леонтьев - Тюмень: ТюмГНГУ, 2016. - С. 30-46], заключающийся в том, что при первых признаках газонефтеводопроявлений (ГНВП), а именно наличие двухфазного потока на выходе из скважины проводятся длительные работы по ликвидации ГНВП с утяжелением плотности бурового раствора выше градиента пластового давления до достижения однофазного потока бурового раствора на входе и на выходе из скважины.

Недостатками данного способа является то, что в условиях локального межсолевого пропластка с АВПД флюидной системы и низкими ФЕС необходимо длительное по времени утяжеление бурового раствора до плотности 2300 кг/м³ и с более с полным вымывом газовых пачек по стволу скважины и достижение однофазного потока бурового раствора на выходе из скважины, утяжеление конструкции скважины для дополнительного перекрытия межсолевых пропластков; также возможные гидроразрывы нижележащих и вышележащих пород при бурении на плотности свыше 2300 кг/м³ могут привести к геологическим осложнениям и дополнительным затратам. При плотности 2300-2500 кг/м³ буровые растворы ведут себя крайне нестабильно, и зачастую необходимая плотность растворов является недостижимой.

Общими недостатками всех вышеприведенных способов является необходимость полной изоляции проявляющих пластов, что всегда связано с длительными временными затратами. В текущих условиях высоких коммерческих скоростей строительства скважин длительная ликвидация осложнений существенно снижает технико-экономические показатели бурения скважин. В настоящее время требуется разработка способов ликвидации осложнений с минимальными затратами времени.

Задачей предлагаемого изобретения является разработка способа, обеспечивающего продолжение безаварийного бурения на нижележащий коллектор нефти и газа в условиях вскрытых локальных межсолевых пропластков с аномально-высоким пластовым давлением и низкими ФЕС.

Сущность предлагаемого изобретения - бурение через локальные межсолевые пропластки с аномально-высоким пластовым давлением и низкими ФЕС без их изоляции, с увеличением плотности бурового раствора до 1750 кг/м³, снижением условной вязкости бурового раствора до 55 секунд и снижением параметра кислотности бурового раствора рН до значений 9,0-9,5 с постоянной дегазацией бурового раствора на устье.

Технический результат - повышение эффективности бурения скважин и возможность продолжения бурения на нижележащие коллекторы нефти и газа без существенного увеличения времени строительства скважины.

Технический результат достигается предлагаемым способом строительства скважины в осложненных условиях, включающим бурение и крепление ствола скважины обсадной колонной до кровли высоконапорного пласта с промывкой однофазным буровым раствором, вскрытие бурением высоконапорных локальных межсолевых пропластков с использованием мер противофонтанного выброса на биополимерном соленасыщенном буровом растворе, утяжеление плотности бурового раствора при обнаружении газонефтеводопроявления, при этом бурение продолжают до плановой глубины на буровом растворе с плотностью 1750 кг/м³, с условной вязкостью бурового раствора 55 секунд и параметром кислотности бурового раствора рН 9,0-9,5, с постоянным двухфазным потоком на выходе из скважины - буровой раствор и газ, который поступает в блок приемных емкостей с дегазатором для постоянной дегазации бурового раствора на устье скважины с отделением газа в атмосферу, далее выполняют спуск обсадной колонны до плановой глубины, затем делают промывку скважины с расходом закачки вышеуказанного бурового раствора не менее 15 л/с для замещения газированного бурового раствора в затрубном пространстве на дегазированный буровой раствор, далее выполняют цементирование обсадной колонны цементным раствором с расходом закачки не менее 15 л/с, после проведения цементирования в затрубное пространство нагнетается избыточное давление 2-3 МПа на период ожидания затвердевания цементного камня для снижения вероятности миграции газа через цементный раствор в момент его структурирования.

Опытным путем при бурении больше, чем на 15 скважинах установлено, что увеличение плотности более 1750 кг/м³ не ведет к значительному снижению дебита флюида из локального межсолевого пропластка с аномально-высоким пластовым давлением и низкими ФЕС. При этом при повышении плотности бурового раствора более 1750 кг/м³ существенно возрастает условная вязкость (а значит статическое напряжение сдвига, динамическое напряжение сдвига, пластическая вязкость и т.д.). При росте значений реологических параметров дегазация бурового раствора является крайне затруднительной в связи с тем, что высокие значения внутреннего трения бурового раствора существенно замедляют отделение газа из бурового раствора и делают невозможным продолжение процесса циркуляции бурового раствора через скважину в связи с постоянно снижающейся плотностью бурового раствора на входе в скважину (за счет его недостаточной дегазации после выхода из скважины). Снижение условной вязкости бурового раствора до значений 55 секунд возможно на нижних требуемых значениях рН для биополимерного бурового раствора. Интервал рН для качественной работы биополимерного раствора расположен между 9 и 10,5. Причем на нижних значениях рН биополимер работает не оптимально, что в свою очередь снижает влияние биополимера на вязкость. Поддержанию значений рН на нижних приемлемых границах способствует поступление газа из скважины. Опытным путем установлено, что при постоянном поступлении газа из пласта в буровой раствор, наступает снижение рН за счет возможного его окисления (механизм до конца не изучен). Также опытным путем доказано, что условная вязкость 55 секунд является достаточной для обеспечения поддержания утяжелителя в буровом раствора во взвешенном состоянии.

При этом во время длительных остановок (например, для геофизических исследований скважин или на спуско-подъемных операциях) буровой раствор на устье через 5-8 часов после окончания последней промывки начинает «кипеть», то есть идет равномерное газирование бурового раствора в скважине газом из низкопроницаемого пласта. Такое «кипение» раствора может продолжаться сутки и более, но не приводит к возникновению значительного перелива из скважины за счет очень малого дебита газа из низкопроницаемого пласта в скважину и равномерного газирования всего бурового раствора по стволу скважины.

Традиционное бурение скважины на глубинах свыше 1,5 км осуществляется с однофазным потоком (жидкость) на входе и на выходе из скважины. Традиционно при первых признаках газонефтеводопроявлений (ГНВП), а именно наличие двухфазного потока на выходе из скважины проводятся длительные работы по ликвидации ГНВП до достижения однофазного потока бурового раствора на входе и на выходе из скважины. При этом предлагаемый авторами в данном способе переход на бурение с однофазным потоком на входе в скважину и двухфазным потоком на выходе (жидкость и природный газ) из скважины позволяет продолжить бурение без существенного увеличения затрат на строительство скважины, а именно без утяжеления бурового раствора до плотности 2300 кг/м³ и более, утяжеления конструкции скважины для дополнительного перекрытия межсолевых пропластков, возможных гидроразрывов нижележащих и вышележащих пород при бурении на плотности свыше 2300 кг/м³, что может привести к геологическим осложнениям и дополнительным затратам

ПРИМЕР

В качестве примера показаны типичные условия при вскрытии бурением локальных межсолевых пропластков с аномально-высоким пластовым давлением и низкими ФЕС на одном из нефтегазоконденсатных месторождений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП).

Глубина спуска предыдущей обсадной колонны 245 мм - 1100 м.

Глубина высоконапорного рапогазонасыщенного пласта - 1600 м.

Давление в высоконапорном рапогазонасыщенном пласте - 37,9 МПа (градиент пластового давления 2,42 кг/см² на 10 м).

Дебит низкопроницаемого газонасыщенного пласта с АВПД по газу 350 м³/сут при депрессии в 12 МПа.

Дебит низкопроницаемого газонасыщенного пласта с АВПД по газу 550 м³/сут при депрессии в 18 МПа.

Плотность соленасыщенного биополимерного бурового раствора на момент вскрытия межсолевого пласта - 1240 кг/м³.

Условная вязкость бурового раствора - 55 секунд.

При бурении долотом 215,9 мм на плотности бурового раствора 1240 кг/см³ с установленным противовыбросовым оборудованием (ПВО) на устье скважины на глубине 2150 м вскрыт локальный межсолевой пропласток с аномально-высоким пластовым давлением и низкими ФЕС. При промывке скважины зафиксировано поступление газа в ствол скважины с увеличением газопоказаний до 5-30% и постепенным снижением плотности бурового раствора до 800 кг/м³. Циркуляция бурового раствора остановлена в связи с невозможностью дегазации бурового раствора на устье скважины до исходных значений плотности бурового раствора. Плотность на выходе из скважины менее 800 кг/м³, плотность после дегазации 1050-1100 кг/м³. При этом плотность на выходе из скважины продолжала снижаться. После остановки циркуляции характерным для межсолевых пропластков с аномально-высоким пластовым давлением и низкими ФЕС является практически полное отсутствие перелива из скважины (либо незначительный перелив аэрированной смеси до 0,2-0,3 л/с) и характерное «кипение» бурового раствора на устье.

Для решения данной проблемы был использован предлагаемый способ: бурение до плановой глубины спуска обсадной колонны с промывкой однофазным буровым раствором через локальные межсолевые пропластки с аномально-высоким пластовым давлением и низкими ФЕС ведется без их изоляции, с увеличением плотности биополимерного соленасыщенного бурового раствора до 1750 кг/м³ (при этом дебит поступления газа в скважину при увеличении плотности бурового раствора снижался, что позволяло вести эффективную дегазацию бурового раствора на устье без остановки циркуляции), снижением условной вязкости бурового раствора до 55 секунд (раствор в скважине равномерно насыщался газом, не образуя болынеобъемные газовые пачки, способные привести к выбросу из скважины) и снижением параметра кислотности бурового раствора рН до значений 9,0-9,5 с постоянным двухфазным потоком на выходе из скважины - буровой раствор и газ, и с возможностью постоянной дегазации бурового раствора на устье скважины с отделением газа в атмосферу. Дегазация бурового раствора производилась в блок емкостей путем использования промежуточного отстойника и постоянно работающего стационарного дегазатора. Далее выполняли спуск обсадной колонны до плановой глубины, затем производили промывку скважины с расходом закачки не менее 15 л/с для замещения газированного бурового раствора в затрубном пространстве, далее выполняли цементирование обсадной колонны цементным раствором с расходом закачки не менее 15 л/с, после проведения цементирования в затрубное пространство нагнетали избыточное давление 2-3 МПа на период ожидания затвердевания цементного камня для снижения вероятности миграции газа через цементный раствор в момент его структурирования.

При этом во время длительных остановок (например, для геофизических исследований скважин или на спуско-подъемных операциях) буровой раствор на устье через 5-8 часов после окончания последней промывки начинал «кипеть», то есть шло равномерное газирование бурового раствора в скважине газом из низкопроницаемого пласта. Такое «кипение» раствора могло продолжаться сутки и более, но не приводило к возникновению значительного перелива из скважины за счет очень малого дебита газа из низкопроницаемого пласта в скважину и равномерного газирования всего объема бурового раствора по стволу скважины.