Методы обеспечения совместимости интервалов бурения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Методы обеспечения совместимости интервалов бурения

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Современный этап развития нефтегазодобывающего комплекса России определяется поиском, разведкой, разработкой и освоением уникальных нефтегазоконденсатных месторождений Прикаспийской синеклизы и Восточной Сибири наряду с интенсивной разработкой Ямальской группы гигантских газовых и нефтяных месторождений севера Тюменской области.

Крупные месторождения нефти и газа, расположенные в пределах Прикаспийской синеклизы и Восточной Сибири, характеризуются сложными горно-геологическими условиями, включая глубины залегания, высокие термобарические градиенты, разнонапорность пластовых давлений по разрезу, многокомпонентность пластовых флюидов и т.п.

Рентабельность разработки месторождений в этих условиях определяется технологической возможностью расширения совместимых интервалов бурения для достижения высоких технико-экономических показателей строительства скважин и безопасности ведения буровых работ.

Возможность оптимизации конструкции скважины по основным параметрам, обеспечения надежности и экологической безопасности производства буровых работ определяется литологией геологического разреза, градиентами пластовых и поровых давлений, составами пластовых флюидов, индексами давления поглощений, интервалами их взаимного расположения по вертикали геологического разреза, а также эффективностью разработанных физико-химических методов тампонажа горных пород.

Актуальность достижения высоких технико-экономических показателей строительства скважин возрастает при высокой концентрации возможных осложнений в геологических разрезах, относимых к первой категории сложности.

Успешное строительство скважин в этих условиях определяется оптимальной конструкцией скважин, способами разобщения пластов, технологиями вскрытия терригенно-хемогенного комплекса, в том числе осложненного соляно-купольной тектоникой, зонами тектонических нарушений, качественным вскрытием продуктивных горизонтов и др.

Примером высокой концентрации зон осложнений являются геологические разрезы структурно-формационных районов Оренбургской области, Оренбургского, Карачаганакского, Астраханского и Ковыктинского газоконденсатных месторождений.

Цель работы - повышение эффективности бурения сверхглубоких скважин путем разработки и использования методов расширения совместимых интервалов бурения в геологических разрезах, относящихся к первой категории сложности.

Основные задачи:

1. Обобщение опыта и разработка методов обеспечения совместимости интервалов бурения скважин.

2. Повышение эффективности методов тампонажа горных пород при ликвидации поглощений буровых растворов и рапопроявлений.

3. Разработка методов химической кольматации тампонажа горных пород для устранения несовместимых условий бурения при разнонапорности пластов.

4. Разработка технологии бурения в зонах тектонических нарушений, осложненных «вывалами» крепких пород.

5. Исследование природы термоаномалий при вскрытии надсолевого терригенного комплекса пород и разработка способа предотвращения развития катастрофических обвалов ствола скважины за счет температурных напряжений.

6. Разработка технологических основ профилактики осложнений и аварий при вскрытии хемогенных отложений большой толщины различной природы в широком диапазоне термобарических условий.

Методы решения поставленных задач:

1. Анализ и обобщение промыслового опыта эффективности технологий тампонажа горных пород при ликвидации поглощений буровых растворов и рапопроявлений, систематизация условий для выбора способа борьбы с осложнениями.

2. Разработка технологий тампонажа горных пород при ликвидации поглощений буровых растворов и рапопроявлений.

3. Разработка технологии химической кольматации для тампонажа горных пород и устранения несовместимости условий бурения при наличии разнонапорных пластов.

4. Разработка технологии химической кольматации для тампонажа горных пород при бурении в зонах тектонических нарушений и технологии купирования коллекторов, определяющих повышение температуры в стволе скважины и развитие катастрофических обвалов ствола скважины за счет температурных напряжений.

5. Исследование взаимосвязи физико-химических свойств солей и осложнений при строительстве скважин, разработка методов профилактики осложнений и аварий при вскрытии хемогенных отложений большой толщины различной природы и в широком диапазоне термобарических условий.

Научная новизна

1. Предложена научно обоснованная методика исследований и расчета параметров зон поглощений и рапопроявления без использования статистических данных для определения основного параметра - «скважности» горных пород в зоне осложнения.

2. Обоснована возможность использования задачи Ляме расчета толстой оболочки для определения радиуса изоляционного экрана буферных тампонов в целях создания квазистационарных условий формирования цементного камня при тампонаже горных пород в зонах поглощения и рапопроявления.

3. Научно обоснована гипотеза химической кольматации карбонатных коллекторов для устранения несовместимости условий бурения при наличии разнонапорных пластов.

4. Выявлен механизм повышения температуры в стволе скважины и развития катастрофических обвалов ствола скважины за счет температурных напряжений, для локализации которых предложена технология химической кольматации терригенных коллекторов.

5. Научно обоснована технология закрепления крепких пород инициированными латексами для температурных условий их залегания и предложен способ гидроочистки ствола скважины для удаления крупных обломков пород.

6. Даны научные обоснования профилактики осложнений и аварий при вскрытии хемогенных отложений большой толщины различной природы.

Практическая ценность

Разработанные технологии тампонажа горных пород с целью ликвидации поглощений буровых растворов, рапопроявлений, устранения несовместимых условий бурения при разнонапорности пластов, купирования термоаномалий, профилактики осложнений и аварий при вскрытии хемогенных отложений большой толщины различной природы и условий залегания позволили:

1. Повысить технико-экономические показатели строительства скважин при высокой концентрации осложнений в геологических разрезах, относимых к первой категории сложности.

2. Исключить бросовые работы, связанные с ликвидацией скважин, минимизировать затраты на ликвидацию осложнений.

3. Расширить совместимые интервалы бурения и снизить материалоемкость строительства скважин при обеспечении оптимального диаметра эксплуатационной колонны.

4. Повысить эксплуатационную надежность скважин как технических сооружений.

5. Способствовать достижению рентабельности разработки месторождений.

Реализация результатов работ в промышленности

Разработанные автором технологии обеспечения совместимости интервалов бурения широко использованы при реализации масштабных проектов развития нефтегазовой индустрии при освоении Оренбургского и Карачаганакского нефтегазовых месторождений с высокой концентрацией осложнений в геологических разрезах, относимых к первой категории сложности.

Разработанные автором технологические основы профилактики осложнений и аварий при вскрытии хемогенных отложений большой толщины различной природы позволили определить взаимосвязь осложнений и аварий с минералогическим составом хемогенных пород, определить концепцию и методики нормирования плотностей буровых растворов для исключения проявления горного давления, связанного с течением солей. При этом обоснованы дополнительные требования к геолого-геофизическому обеспечению буровых работ и химико-аналитическим исследованиям отобранного при бурении шлама, что позволило снизить затраты на строительство скважин, связанных с использованием буровых растворов завышенной плотности.

В целях предотвращения аварий с обсадными колоннами, на этапах строительства и эксплуатации скважин рассмотрены условия возникновения односторонней модели нагружения на крепь и предложены способы её исключения.

Апробация работы

Результаты работ докладывались и обсуждались на:

- оперативных совещаниях Мингазпрома, предприятий Мингазпрома, Оренбурггазпрома, Астраханьгазпрома и других организаций нефтяной промышленности ( 1983 - 2009 гг.);

- научно-техническом совете ОАО «Газпром» (г. Оренбург, 04.1997 г.;

г.Ставрополь, 18-20.09.2000г; г.Тюмень, 09. 2001г.; г. Тюмень, 09. 2003 г.; г.Тюмень , 10.2005 г.; г.Сочи, 02-06.10.2006г; г.. Кисловодск, 22-26. 09.2008 г.; г.Москва, 28.09- 01.10. 2009г.);

- Российской конференции по бурению на депрессии (г. Анапа, 28.09- 2.10. 1998 г.);

- научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (г. Москва, РГУ нефти и газа им. ак. И.М. Губкина, 1999 г.);

- научно-практической конференции Ассоциации буровых подрядчиков на тему «Современная тенденция развития техники и технологии строительства и восстановления нефтегазовых скважин» (г. Москва, ДООО «Бургаз», 1999 г.);

- международном научно-практическом семинаре «Новые технологии строительства скважин», (Германия, ПХГ Reden, Винтерсхал АГ-ОАО «Газпром», 22-5. 06. 1999 г.);

- 3-тьем международном семинаре «Горизонтальные скважины» (г. Москва, РГУ нефти и газа им. ак. И.М. Губкина, 2000 г.);

- 2-ом Международном симпозиуме «Наука и технология углеводородных дисперсных систем» (г. Уфа, УНИ, 2000 г.);

- научно-технической конференции «Техника и технология вскрытия продуктивных пластов при депрессии на пласт» (г. Краснодар, 2000 г.);

- всероссийском совещании «Бурение сверхглубоких и глубоких параметрических скважин» (г. Ярославль, 2001г.);

- юбилейной (25 лет) научно-практической конференции «Достижения, проблемы, перспективы» (г. Оренбург, 2002г.)

- межотраслевой научно-практической конференции «Разведочное бурение на суше и континентальном шельфе России) (г. Анапа, 30.05-03.06. и 03.-07.10. 2005г.);

- 12-ой и 13-ой Международных научно-практических конференциях «Эфиры целлюлозы и крахмала. Опыт и особенности применения на предприятиях нефтегазового комплекса» (г. Владимир, 03-06.06. 2008 г. и г. Суздаль 02-05.06. 2009 г.);

Публикации.

Положения диссертационной работы изложены в 152 печатных работах, в том числе в 1монографии, 10 брошюрах и 44 изобретениях, из них 28 работ опубликованы в изданиях, соответствующих перечню ВАК.

Диссертация в виде монографии состоит из предисловия, пяти глав, включающих 229 формул, 135 таблиц и 51 рисунок, общим объемом 32,0 уч. - изд. листа.

Глава I посвящена оценке горно-геологической природы аномальных условий строительства нефтяных и газовых скважин.

Разнообразие генезиса осадочных пород, литологической природы горных пород, постседиментационных преобразований, а также гидрогеологических и тектонических процессов в геологическое время их формирования определяет геологические факторы широкого спектра осложнений при бурении глубоких скважин различного назначения.

Осложнения при бурении обусловлены несоответствием технологических факторов строительства скважин горно-геологическим условиям геологического разреза.

Основными видами осложнений при бурении и их физико-химическая природа по выделяемым комплексам осадочных пород являются следующие (таблица 1) [1,5,16,23,25,26,27,28,29,30]:

Таблица 1 - Основные виды осложнений при бурении и их физико-химическая природа

Комплекс пород	Виды осложнений	Горно-геологические факторы	Технологические факторы
Терригенный	Обвалы и осыпи глинистых пород; течение пород.	Минералогический состав горных пород; метаморфизация пород; поровые давления.	Природа среды и параметры бурового раствора; гидродинамические нагрузки в стволе скважины.
	Поглощения буровых растворов;	Трещинные коллек-тора; низкие индексы давления раскрытия трещин; АНПД.	Репрессия на коллектора; гидродинамические нагрузки; гидроразрыв пород.
	Образование желобов;	Низкая прочность пород.	Несоответствие профиля скважины; объем работы бурильного инструмента; несоответствие компоновок режимам бурения.
	Диффренциаль-ные прихваты;	Гидравлическая связь ствола с проницаемыми породами.	Репрессия на коллектора; состав и параметры бурового раствора.
	Флюидопроявле-ния	Гидравлическая связь ствола с проницаемыми породами; АВПД; вскрытие зон поглощений.	Депрессия на пласт; параметры бурового раствора; гидродинамические нагрузки; снижение уровня бурового раствора в стволе.
Соли	Кавернообразо-вание; обвалы и осыпи;	Растворение пород;	Состав среды и параметры бурового раствора, гидродинамические нагрузки;
	Течение пород;	Физико-механические свойства; термобарические условия залегания	Плотность бурового раствора; гидродинамические нагрузки;
	Нарушение обсадных труб.		Прочность труб; Односторонняя модель нагружения после цементажа.
	Рапопроявления	АВПД	-
Карбонатный	Обрушение пород	Тектонические нарушения;	Гидродинамические нагрузки;
		Высокие поровые давления.	Плотность бурового раствора; Гидродинамические нагрузки.
	Поглощения буровых растворов;	Аналог терригенному комплексу	Аналог терригенному комплексу
	Диффренциальные прихваты;	Аналог терригенному комплексу	Аналог терригенному комплексу
	Флюидопроявления	Аналог терригенному комплексу	Аналог терригенному комплексу

К редким видам осложнений при бурении можно отнести тепловые аномалии, природа которых связана с химическим разложением пластового флюида с большим выделением тепла.

Успешность бурения и достижение высоких технико-экономических показателей строительства скважин зависит от многих факторов, в том числе от эффективности физико-химических методов профилактики и ликвидации осложнений, как определяющего условия обеспечения совместимости интервалов бурения и связанной с этим материалоемкости конструкций скважин.

Во второй, третьей и четвертой главах рассмотрен тампонаж горных пород при ликвидации поглощений, рапопроявлений и гидравлической связи со стволом скважины в пористых коллекторах, определяющий ведущую роль в обеспечении совместимости интервалов бурения.

Развитие технологии химической кольматации пластов позволило обеспечить совместимость условий бурения, обусловленных разнонапорностью газоносных пластов, характерных для карбонатных отложений большой толщины в условиях интенсивной их разработки, а также при локализации развития тепловых эффектов в терригенных коллекторах и закреплении трещин в нарушенных тектоникой массивах горных пород.

Для повышения индексов давления поглощений при строительстве сверхглубоких скважин доказана эффективность метода гидродинамической кольматации.

Решение проблемы борьбы с поглощениями приводит к выделению ряда самостоятельных задач в области геологии, физики пласта, гидравлики, сопротивления материалов, реологий нетвердеющих вязкопластичных и твердеющих тампонажных растворов, условий движения суспензий и твердых частиц в поровой среде и трещинах горных пород и др.

Большой вклад в разработку технологий борьбы с поглощениями буровых растворов внесли отечественные исследователи В.И. Крылов, И.И. Вахромеев, И.А. Сидоров, М.И. Сухенко, В.В. Мищевич, М.А. Котяхов, Л.М. Ивачев, М.В. Курочкин, М.Р. Мавлютов, В.Г Ясов, В.Н. Поляков и др.

Работами этих исследователей показана природа осложнения, разработаны способы исследования скважин и предложены расчетные модели параметров зон поглощения, технологии ликвидации, а также выполнены работы по анализу областей их эффективного применения.

Поглощение бурового и тампонажного растворов обусловлено наличием проницаемых пластов и движущей силы от действия перепада давления в системе «скважина - пласт».

По текстуре каналы гидропроводности горных пород подразделяются на пористые, трещиноватые, кавернозные и смешанные. Параметр гидропроводности обусловлен строением и размерами фильтрационных каналов.

Для рассмотрения способов изоляции зон поглощения буровых растворов автором приняты следующие модели каналов гидропроводности:

- трещины с выдержанной открытостью и различной пространственной ориентацией в массиве горных пород с пористой проницаемой стенкой;

- трещины с выдержанной открытостью и различной пространственной ориентацией в массиве горных пород с непроницаемой (малопроницаемой) стенкой;

- кавернозные пустоты, соединенные трещинами с различной открытостью и различной пространственной ориентацией.

По литолого-стратиграфическим комплексам пород типы коллекторов поглощения буровых растворов приурочены следующим образом (таблица 2).

Таблица 2 - Типы коллекторов зон поглощения по литолого-стратиграфическим комплексам

Тип коллектора	Литолого-стратиграфический комплекс
	терригенный надсолевой	хемогенный	подсолевой
Поровый	+	-	-
Трещинный	+	+	+
Порово-трещинный	+	-	+
Трещинно-кавернозный	-	+	+

На площадях структурно-формационных районов Оренбургской области зоны поглощения буровых растворов имеют широкий диапазон гидродинамических характеристик. При этом наиболее сложные поглощения, как правило, связаны с трещинно-кавернозными коллекторами, характеризующимися высокими коэффициентами удельной приемистости и скважностью (рисунки 1, 2, 3).



Рисунок 1 - Распределение коэффициента удельной приемистости по встречным зонам поглощения

Рисунок 2 - Распределение эквивалента раскрытия трещин

Рисунок 3 - Распределение скважности по зонам поглощения

Существующие технологии ликвидации зон поглощения буровых растворов при строительстве скважин предполагают определение гидрогеологических параметров зон поглощения, классификационных признаков, выбор способа ликвидации поглощений, планирование процесса изоляции.

Гидродинамические исследования рекомендуется производить при установившихся и неустановившихся режимах закачки буровых растворов. При этом прослеживается положение статического и динамического уровней в скважине и изменение приращения давления в интервале зоны поглощения при изменении режима подачи насоса, что позволяет построить индикаторную кривую

Р = (Q_н),

где Q_н - расходы бурового раствора при нагнетании.

С использованием расходометрии определяется коэффициент пьезопроводности, средняя проницаемость поглощающей зоны и средняя величина скважности горных пород поглощающего пласта. При этом в качестве расчетных параметров используются модуль Юнга, коэффициент Пуассона поглощающих пород и коэффициент объемной сжимаемости пласта или коэффициент трещиноватости.

Предложена также методика с использованием модели Г.И. Баренблатта и Ю.П. Желтова течения жидкости в трещиноватых пластах на основе представления о поглощающих породах как о двойной пористой среде - трещин и пористых матричных блоков. Это позволило описать поведение деформируемых упругих пород с высокоразвитой трещиноватостью и некоторые виды индикаторных кривых Q = (Р).

На основе этой модели было принято предположение о наличии областей с тремя законами фильтрации в поглощающих пластах: в первой - трещиноватой и кавернозной среде - по квадратичному закону Шези - Краснопольского, во второй - среднепористой - по закону Дарси, в третьей - мелкопористой - по закону фильтрации с начальным градиентом давления в порах разного размера.

При этом была предложена формула для описания процесса фильтрации в поглощающих породах:

Q = К₁*Р^0,5 + К₂*Р + К₃*Р², (1)

где Q - интенсивность поглощения; К₁ - коэффициент продуктивности (приемистости) для первой среды при турбулентном течении жидкости, характеризующий проницаемость этой среды, толщину пласта, радиус скважины, инерционные сопротивления, размеры трещин и каверн; К₂ - коэффициент приемистости для второй среды; К₃ - коэффициент приемистости для третьей среды, характеризующий мощность пласта и показатели жидкости; Р - перепад давления при проведении гидродинамических исследований.

Гидродинамические исследования по данной методике должны проводиться при 7 - 9 режимах подач насоса (размах подачи для ствола 215,9 мм 0,003 - 0,035 м³/с) и при наличии глубинного манометра на глубине зоны поглощения.

Обработка гидродинамических исследований предполагает построение индикаторной линии в логарифмической системе координат Р - Q и определение с помощью палетки угла наклона касательной к оси давлений, осредненный показатель режима фильтрации и расчетные коэффициенты приемистости по типам сред (К₁, К₂, К₃).

Методы изоляции зон поглощения выбираются в зависимости от коэффициентов удельной приемистости поглощающего пласта q₁, q₂, q₃. При этом коэффициенты удельной приемистости определяются как отношения коэффициентов К₁, К₂, К₃ к площади фильтрации поглощающего пласта.

В практике тампонажа горных пород определяющим параметром является средняя толщина или среднеобъемное раскрытие трещин и трещинная пустотность (скважность).

Существуют два метода определения параметров трещиноватости горных пород: геометрически-визуальный и гидравлический метод определения просветности трещин.

Для решения задач изоляции зон поглощения буровых растворов и рапопроявления при строительстве скважин в настоящее время используется гидравлический метод определения просветности трещин.

Наиболее употребительные расчетные формулы для решения задач изоляции зон поглощения предложены Ф.И. Котяховым, Л.М. Ивачевым, М.Р. Мавлютовым и В.Н. Поляковым.

Предложенные формулы получены при тех или иных допущениях (Ф.И. Котяховым), другие предполагают точное знание физико-механических свойств горных пород (Л.М. Ивачевым) или для получения расчетных параметров необходимо производить снятие индикаторных зависимостей P_н = ѓ(Q_н) в диапазоне расходов, часто выходящих за значения величин, принятых по технологии бурения скважины (М.Р. Мавлютов, В.Н. Поляков).

Дополнительные сложности возникают при снятии индикаторных зависимостей и использовании их результатов и при различных реологических моделях пластовых жидкостей и бурового раствора при движении по трещине в связи с изменением режима нагнетания и течения.

Данные методы определения параметров зоны поглощения сложны и экономически нецелесообразны, а при вскрытых газоносных отложениях не отвечают противофонтанной безопасности.

При планировании изоляционных работ с использованием буферных тампонов для создания квазистационарных условий формирования цементного камня в стволе скважины в интервале поглощающих пород, важным параметром является радиус изоляционной завесы буферного тампона.

Для расчета радиуса изоляционной завесы принято уравнение:

R_н =а* *(P_скв - Р_пл)/(2*Р_m), (2)

где a - коэффициент запаса прочности на возможную неоднородность тампонажного состава; - раскрытие трещины; P_скв - давление в скважине; Р_пл - пластовое давление; Р_m - пластическая прочность буферного тампона, которая исходит из модели продавки тампона под действием перепада давления в трещину с раскрытием .

Для повышения эффективности борьбы с поглощениями автором были выполнены исследования, направленные на решение следующих задач.

1. Повышение точности оценки параметров зоны поглощения и минимизация затрат на их проведение.

2. Обоснование классифицирующих признаков для выбора способов борьбы с осложнением.

3. Повышение точности методики расчёта объёма буферных тампонов при планировании изоляции зон поглощений.

4. Сокращение номенклатуры применяемых материалов и их максимальной унификации при строительстве скважин.

5. Разработка новых составов, материалов и технологий для ликвидации осложнений повышенной сложности.

Для определения параметров и планирования изоляционных работ предложен следующий объем исследований зон поглощений (таблица 3) [2,11].

Таблица 3 - Объем исследования поглощающих зон и направления использования информации.

Цель исследования	Определяемые параметры и условия	Способы получения информации	Направления использования информации
Выделение зоны поглощения	Глубина интервала, м	ГТК, ГИС	Расчеты раскрытия трещины и скважности пород, радиуса изоляционного экрана, определение глубины установки труб для изоляции.
Определение типа коллектора интервала поглощения и геометрии ствола	Пористость, интервал поглощения, диаметр ствола скважины.	ГИС	Расчет радиуса изоляционного экрана, определение глубины установки труб или пакера, выбор состава буферного тампона.
Гидродинамическая характеристика зоны поглощения	Определение статического и динамического уровней в скважине и подачи насоса для их достижения	ГИС, закачки бурового раствора, замер уровней в скважине	Расчет изоляционного экрана, определение раскрытия трещин и скважности поглощающих пород
Определение взаимодействия пластов	Межпластовые перетоки	ГИС, расходомер	Выбор способа изоляции

По предложенной автором методике, в целях минимизации ошибки, расчет параметров зоны поглощения при полном поглощении производится с подачей бурового раствора, отвечающей донному режиму нагнетания в трещину для замера динамического уровня. При этом подача бурового раствора принимается в пределах технологического режима бурения, а при частичном поглощении - для исключения выхода циркуляции.

Расчет параметров зоны поглощения при жидких пластовых флюидах (пластовая вода, нефть) предполагает определение следующих данных: забойного давления, перепада давления в зоне поглощения, коэффициента проницаемости зоны поглощения.

Для определения эквивалентного размера раскрытия трещины автором предложено уравнение, полученное, с учетом неразрывности движения жидких фаз по трещине пласта, совместным решением уравнений Н.Н. Веригина и Е.З. Рабиновича при течении по каналу прямоугольного сечения при равенстве длины трещины L = R_к, а также аппроксимации функции k = (a/b) [2]:

((К_п*64**R_к)/(Ln(R_к/r_c)*b) - 19,191697*(h_пл /(2*b))^-1,759098 = 0, (3)

где R_к - радиус контура влияния, м; r_c - радиус ствола скважины в интервале зоны поглощения, м; b - половина величины раскрытия трещины, м.

При расчетах R_к принимается равным 250 м.

Скважность пород, слагающих зоны поглощения, определяется по формуле И.И. Вахромеева:

= 4,83*(К_п /m^2,1)^0,5, м, (4)

где = 2*b - раскрытие трещины, м; К_п - эквивалент коэффициента проницаемости, м²; m - скважность пород, слагающих зоны поглощения, доли единицы.

Сравнительные расчеты параметров зон поглощения по предлагаемым формулам показывали следующую сходимость полученных результатов с данными, определяющими классификационные области, приведенные в работе (таблица 4) [2].

Предложенная методика расчета параметров зон поглощения, компьютерное моделирование условий поглощения буровых растворов в коллекторах, заполненных пластовой водой или нефтью, анализ литературных источников и обобщение промыслового опыта борьбы с поглощениями при бурении скважин позволили рекомендовать следующую классификацию поглощений (таблица 5).

Таблица 4 - Данные сравнения расчетных параметров зон поглощения по классификационным областям

Подача насоса при исследовании поглощения, м3/с	Коэффициент удельной приемистости, м3/с*МПа	Значения параметров зон поглощения (М.Р. Мавлютов, В.Н. Поляков)	Значения параметров зон поглощения по предлагаемой методике расчета
		Средняя раскрытость каналов, м	Скважность, д.е.	Средняя раскрытость каналов, м	Скважность, д.е.
0,00145	0,001419	0,000683	0,005-0,007	0,000822	0,008459
0,0155	0,015174	0,001493	0,07-0,10	0,001939	0,011538
0,0434	0,042486	0,002097	0,10-0,15	0,002816	0,013205
0,0725	0,070973	0,002484	> 0,15	0,003392	0,014124

* Расчет параметров зон поглощений выполнен при следующих гидравлических параметрах скважины: плотность бурового раствора- 1170, кг/м³; динамическое напряжение бурового раствора -10 Па; плотность пластовой воды в зоне поглощения- 1176 кг/м³; динамическая вязкость пластовой воды- 0,001534 Па*с; статический уровень в скважине - 86 м; динамический уровень,- 0 м; радиус скважины - 0,15 м; толщина поглощающего пласта- 2 м.

Таблица 5 - Классификация поглощений

Категория	Коэффициент приемистости, м3/с*МПа	Эквивалент коэффициента проницаемости, м2	Средний размер раскрытия трещины, 10-3 м	Скважность пород, доли единицы	Соотношение градиентов давлений по открытому стволу
	0,00145	3,6E-13 до 3,7Е-12	0,5	0,0042-0,0044	Gгс Gi пл
	0,0150	3,94Е-12 до 3,58E-11	1,1	0,0070-0,0105	Gгс Gi пл
	0,0434	1,10Е-11 до 1,84E-10	2,5	0,0183-0,019	Gгс Gi пл
					Gгс Gi пл
V	0,0725	1,844E-11 до 1,84Е-10	5	от 0,010 до 0,023	Gгс Gi пл
					Gгс Gi пл

При вскрытии зоны поглощения в газоносном пласте и остановке насоса при снижении уровня до статического в стволе скважины устанавливается распределение давления, определяемое равенством гидростатического и пластового давлений на глубине залегания его кровли. На глубине залегания подошвы продуктивных отложений глубина проникновения бурового раствора определяется его динамическим напряжением сдвига и плотностью.

Расчет параметров зоны поглощения газоносных отложений большой толщины исходит из модели течения в круговой щели технической воды (Е. Г. Леонов) по вертикальной трещине, заполненной газом при пластовом давлении (Р_(р,Т)) без учета сопротивлений при его замещении в объеме трещинного пространства на фильтрационные сопротивления газа решением уравнения в неявном виде:

6*м_в*|q_н|*р²*( r_к ² - r_c²)³/(V_п³) *ln(r_к /r_c) -с_в *q_н²*( r_к ² - r_c²)²/(8*V_п²)*(1/r_с - 1/r_к) - Р_д /2 = 0 (5)

При этом исходными параметрами для расчета параметров трещинной пустотности являются: статический уровень в скважине, м; подача насоса при закачке воды в объеме 4-8 м³ при положении бурильного инструмента на глубине кровли газоносных отложений при Q_,бр = Соnst, м³/с; время подачи воды в пласт для подъема статического уровня в скважине до динамического уровня, с; динамический уровень бурового раствора в скважине, м; диаметр ствола скважины в интервале подъема динамического уровня, м.

Примеры расчета величины раскрытия трещины при ликвидации поглощений в газоносных отложениях Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения приведены в таблице 6.

Таблица 6 - Расчет величины раскрытия трещин при ликвидации поглощений на ОНГКМ

Диаметр ствола, м	Плотность бурового раствора, кг/м2	Подача насоса при закачке воды в пласт, м3/с	Статический уровень, м	Динамический уровень, м	Объем воды, размещенный в стволе, м	Объем воды, размещенныйв пласте, м	Скважность, д.е.
0,1617	1030	0,012	320	180	2,003	0,157	0,001839
0,1617	1030	0,012	320	220	1,430	0,369	0,00291
0,2267	1050	0,020	250	180	1,677	0,723	0,00202
0,2267	1050	0,029	250	220	0,7189	1,681	0,00293

Основные технологии повышения индексов давления поглощения и изоляции зон поглощения включают проведение гидродинамической кольматации проницаемых пород при их вскрытии и закупорку трещин с использованием наполнителей буровых растворов [3,4,5,20].

Гидродинамическая кольматация проводится при содержании твердой фазы 20% (масс.).

При низком содержании твердой фазы для повышения эффективности гидродинамической кольматации в буровой раствор рекомендуется вводить асбест марки П-5 или П-6 по ГОСТ 12871-67 в количестве 0,5 - 1,5 % (масс.).

Использование гидродинамической кольматации позволяет также ликвидировать зоны поглощения с интенсивностью до 5 м³/час.

Эффективным способом ликвидации поглощений буровых растворов является закупорка каналов гидропроводности трещин наполнителями, которая, по данным М.В. Курочкина, используется в 90% случаев при ликвидации поглощений буровых растворов.

Для повышения эффективности ликвидации поглощений буровых растворов наполнителями автором предложена схема их применения, предполагающая [6,7]:

- исключение относительного движения наполнителя в среде бурового раствора при танспортировке в зону поглощения;

- размещение объема бурового раствора с максимальной концентрацией наполнителя (растекаемость по конусу R = 16-18 см) в стволе скважины от зоны поглощения и выше;

- оставление скважины в покое в течение 8 часов с периодическим (3-4 раза) доливом раствора в скважину.

Ликвидация поглощений буровых растворов и V категорий сложности с использованием наполнителя, как самостоятельного способа, может быть выполнена при применении набухающего наполнителя на основе композиционных материалов [9.

Способы ликвидации поглощений категории сложности в порово-трещиноватых и трещинных коллекторах, с коэффициентами приемистости 4,0…7,0*10^-2 м³/с*МПа, основаны на создании квазистационарных условий формирования цементного камня в стволе скважины от подошвы интервала зоны поглощения и выше [10,12,33.

Условием формирования цементного камня, по данным А.Н. Адамовича и Д.В. Колтунова, является ограничение скорости движения цементного раствора до 200 м/сут., так как при больших скоростях движения происходит его размыв.

Для реализации способа изоляции в трещинную пустотность поглощающего коллектора закачивают буферные тампоны с высокой пластической прочностью на расчетный радиус приствольной зоны с размещением цементного раствора в стволе скважины.

Выполненный анализ успешности изоляционных работ с использованием буферных тампонов показал, что фактические объемы буферных тампонов должны быть большими, чем получаемые при расчете с использованием радиуса буферного тампона по формуле (2).

Причины значительной неточности при расчете радиуса буферного тампона по формуле (2), связаны с принятой расчетной моделью, а также неточностями при определении параметров средней величины раскрытия трещины и трещинной пустотности.

В целях повышения точности расчетов при планировании изоляционных работ автором была исследована возможность применения расчетной модели распределения напряжений в толстых оболочках при использовании пластичных тел. При этом величина расчетного радиуса зоны размещения тампона должна обеспечивать условие:

у_эф = Р_m ? ₀ - _r, Па (6)

где у_эф - эффективные напряжения на контуре наружного радиуса буферного тампона; Р_m - пластическая прочность тампона, Па; ₀ - касательные напряжения на контуре радиуса размещения тампона в пласте от внутреннего избыточного давления в системе скважина - пласт, Па; _r - радиальные напряжения на контуре радиуса размещения тампона в пласте от внутреннего избыточного давления, Па.

В соответствии с задачей Ляме расчета толстых оболочек, касательные и радиальные напряжения на контуре радиуса размещения тампона в пласте от внутреннего избыточного давления в системе «скважина - пласт» определяются из уравнений [11:

R_н = R_в *[2*(P_в -P_н)/P_m) + 1^0,5, м, (7)

где R_н - наружный радиус завесы, м; R_в - внутренний радиус завесы (радиус скважины),м; Р_в - внутреннее давление (давление в стволе скважины), МПа; Р_н - наружное давление (пластовое давление), МПа, Р_m - пластическая прочность тампона, МПа.

Пластическая прочность тампона определяется по методу П.А. Ребиндера.

Для проверки применимости уравнения (11) были проведены исследования на установке по принятой модели плоскорадиального движения вязкопластического тела по трещине.

Выполненные исследования по определению величин радиусов на установке показали, что в диапазоне раскрытия трещин от 2 до 6 мм и пластической прочности от 200 до 1000 Па по 6 измерениям для каждого состава тампона измеренные радиусы коррелируются с расчетными радиусами по формуле (7) при среднем квадратическом отклонении 10 % (таблица 7).

Сравнительные данные, полученные расчетом радиусов буферных тампонов, по формулам (7, 11) и выполненные при следующих параметрах:

Таблица 7 - Радиусы растекания тампонов в зависимости от пластической прочности тампона и избыточного давления при плоскорадиальном движении

Радиус цилиндра, м	Высота тампона, м	Плотность тампона, кг/м3	Пластическая прочность тампона, Па	Избыточное давление воздуха, Па	Избыточное давление в нижней точке цилиндра, Па	Измеренный радиус, м (S = 10%)
0,0432	0,8	1350	200	10000	4492	0,292
0,0432	0,8	1350	400	25000	3389	0,183
0,0432	0,8	1350	600	42000	4286	0,169
0,0432	0,8	1350	800	60000	6183	0,175

средняя раскрытость каналов поглощающих пород - 0,002 м; давление в скважине на глубине зоны поглощения - 10 МПа; пластовое давление в зоне поглощения - 9 МПа; диаметр ствола скважины - 0,269 м; диапазон пластической прочности тапонов - 100 - 1000 Па; имеют значительные отклонения от полученных результатов по формуле (рисунок 4).

Рисунок 4 - Графики зависимости радиуса буферного тампона от его пластической прочности.

Сходимость предлагаемой методики расчета параметров поглощающего пласта и объемов буферного тампона при планировании изоляции зоны поглощения при коэффициенте удельной приемистости, равном 0,042486 м³/с*МПа, без коэффициентов запаса, с методикой расчета, приведенной в работе [11], определится следующими данными (таблица 8).

Таблица 8 - Сравнительный расчет объема буферного тампона при планировании изоляции зоны поглощения

Методика расчета	Пластическая прочность тампона, Па	Расчетный радиус размещения буферного тампона, м	Скважность поглощающих пород, д.е.	Объем тампона для размещения в поглощающем пласте, м3
М.Р. Мавлютов - В.Н. Поляков	861*	3,79	0,07-0,10	6,30 - 9,00
Предлагаемая методика	861	7,64	0,0132	7,64

^* Принятая пластическая прочность буферного тампона (861 Па) для данных параметров зоны поглощения является расчетной рекомендуемой (М.Р. Мавлютов, В.Н. Поляков).

Таким образом, предлагаемая методика позволила рассчитать параметры и выполнить планирование изоляции зоны поглощения без использования статистической величины трещинной пустотности горных пород поглощающего пласта (скважности).

Выбор свойств буферных тампонов определяется типом коллектора поглощающего пласта.

В порово-трещинных коллекторах при движении буферного тампона по трещине происходит фильтрация его среды в матричную пористость пород. Этот процесс сопровождается ростом пластической прочности буферного тампона по мере движения по трещине, что значительно сокращает его потребные объемы [10].

В этом случае технология изоляции зоны поглощения предполагает последовательную подачу насосом в колонну бурильных труб буферного тампона и цементного раствора с размещением буферного тампона в пласте и оставления цементного раствора в стволе скважины от подошвы поглощающего пласта и выше.

Объем буферного тампона для достижения расчетного радиуса при его размещении в призабойной зоне принимается по расчету с использованием уравнения:

V_т = k_з **R_из²*m*h_эф, м³, (8)

где k_з - коэффициент запаса, равный 1,25-1,40; R_из - радиус изоляционного экрана, m - скважность поглощающего пласта; h_эф - эффективная толщина поглощающего пласта, м.

Проведение изоляции зон поглощений в порово-трещинных коллекторах определяется следующими общими требованиями к составам «жидкая глина» и параметрам процесса (таблица 9).

Таблица 9 - Требования к составам и параметрам процесса изоляции поглощения в порово-трещинных коллекторах

Наименование состава	Требования к составу и параметрам	Объёмы, м3	Конечное размещение в скважине, м3	Расход при закачке по стволу, м3/с	Расход при закачке в пласт, м3/с
Буферный тампон	Содержание твердой фазы не менее 900 кг/м3, R = 16-18 cм; 0=60-70Па; Ф 40*10-6/10 мин	По расчету	В пласте поглощения, пластическая прочность 500 -700 Па	0,020-0,025	0,004- 0,006
Тампонажный раствор	ВЦ= 0,42-0,45; Срок загустевания - 1,25 от времени операции.	Из расчета 100м ствола скважины	В стволе скважины	0,014- 0,016	-

Для ликвидации поглощений в порово-трещинных коллекторах наиболее употребительными в промысловой практике в качестве буферных тампонов являлись пасты типа «жидкая глина», которые при движении по трещине в трещинно-поровом коллекторе поглощающего пласта при отфильтровке среды обеспечивали рост пластической прочности до 4500 Па [8,10.

При ликвидации поглощений в трещинных коллекторах применение технологии изоляции зоны поглощения с использованием последовательной подачи насосом в колонну бурильных труб буферного тампона и цементного раствора становится невозможным в связи с высокой потребной пластической прочностью и большими объемами буферных тампонов.

Для этих условий изоляции зон поглощения автором разработан способ получения буферного тампона с высокой пластической прочностью ниже глубины открытого конца бурильного инструмента, установленного в непосредственной близости от кровли зоны поглощения по двухреагентному способу [12,33].

Составы и свойства буферных тампонов для ликвидации поглощений в трещинно-кавернозных коллекторах определяются условиями размещения технологических жидкостей в затрубном пространстве для получения буферных тампонов. При возможности дифференциального прихвата колонны бурильных труб технологические жидкости должны быть стабилизированными и иметь водоотдачу и плотность, близкую к параметрам используемого при бурении бурового раствора. В качестве химического реагента используются кислые соли алюминия, которые при растворении и гидролизе образуют сильные кислоты, обладающие высокой скоростью химической реакции с карбонатом кальция.

В настоящее время в ООО «ВолгоУралНИПИгаз» разработаны составы буферных тампонов, получаемых по двухреагентному способу, с пластической прочностью, превышающей 50000 Па, и организован их выпуск на мощностях ЗАО «Полицелл» (рисунок 5) [34].

Рисунок 5 -Зависимость пластической прочности тампона от содержания реагента.

Проведение изоляции с использованием буферных тампонов, получаемых по двухреагентному способу, определяется следующими требованиями к составам и параметрам процесса изоляции зоны поглощения (таблица 10).

Таблица 10 - Требования к составам и параметрам процесса изоляции поглощения в трещинных коллекторах.

Наименование состава	Требования к составу и параметрам	Объёмы, м3	Конечное размещение в скважине, м3	Расход при закачке по стволу, м3/с	Расход при закачке в пласт, м3/с
Технологическая жидкость	Стабилизированный - по требованию; плотность - не ниже проектной, R 25 cм; Рm 60 Па;	В стволе- по расчету + объем бур. труб	В пласте поглощения, с пластической прочностью 700 Па	0,020-0,025	0,0060-0,009
Химический реагент	Плотность раствора - по максимальной растворимости	По расчету	В пласте поглощения	По бур. трубам:0,020-0,025;	0,002-0,003
Тампонажный раствор	ВЦ= 0,42-0,45; Срок загустевания - 1,25 от времени операции.	Из расчета 100м ствола скважины	В стволе скважины	После выхода реагента из бур.труб: 0,012-0,018	-
Буровой раствор	Согласно проекту	По расчету	По стволу скважины выше интервала цементного моста	-	-

Данные тампоны были успешно апробированы при ликвидации катастрофических поглощений на скважине № 9044 Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения и на скважине № 3 Царичанской площади [34]. Перспективным направлением ликвидации катастрофических поглощений, как показали работы, выполненные «БашНИПИнефть» и «ВолгоУралНИПИгаз», является использование предполимеров полиуретанового ряда, способных к быстрому отверждению при смешении с водой. Работами ООО «ВолгоУралНИПИгаз» показана возможность использования свойств предполимера в форме композиционного материала, как в отвержденном, так и жидком состоянии (таблица 11) [9, 13].

Таблица 11 - Составы композиционных материалов для изоляции зон поглощения и V категорий сложности

Диапазон компонентного состава	Диапазон изменения параметров
	Время отверждения при отсутствии контакта с водой, час	Растекаемость по конусу, см	Пластическая прочность после отверждения, МПа
Предплимер + 20-40% (масс.) бентонита + 50-100%(масс.) цемента	9 - 22	20 - 21	5,0

Для реализации технологии изоляции зон поглощения и V категорий сложности при отсутствии межпластовых перетоков разработан способ доставки в зону неотвержденных композиционных материалав [11.

Эффективность разработанных технологий ликвидации поглощений подтверждается практикой освоения Оренбургского и Карачаганакского месторождений и использованием баланса календарного времени при бурении скважин на примере деятельности Оренбургского УБР (таблица 12).

Таблица 12 - Динамика затрат календарного времени на ликвидацию поглощений по Оренбургскому УБР (ООО ОБК) за 2001 - 2005 г.г.

Наименование	Годы
	2001	2002	2003	2004	2005
Проходка, м	44007	53109	110211	90808	63270
Календарное время бурения, ст.-мес	90,6	89,8	153,7	116,5	88,4
Число зон поглощений	3	4	17	15	13
Число зон полных поглощений	3	2	13	7	2
Затраты календарного времени на ликвидацию поглощений, ст.-мес.	3,3	2,8	2,9	1,1	0,4

Одним из тяжелых видов осложнений при бурении скважин в нефтегазоносных провинциях при наличии мощных соленосных толщ являются рапопроявления, сопровождающиеся изливом природных рассолов в широком диапазоне дебитов. Как правило, зоны рапонакопления имеют аномально высокие пластовые давления, достигающие градиентов пластовых давлений до 0,020 МПа/м и более. Отмеченные плотности фонтанирующих рассолов могут достигать 1360 кг/м³, что в условиях большого размаха температур в стволе скважины приводит к выпадению солей и значительно затрудняет работы по ликвидации осложнений.

В Оренбургской области проявления рапы при разбуривании хемогенного комплекса пород встречено более чем на 170 скважинах, в том числе на 60 скважинах Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. В ряде случаев излив рапы сопровождается газовыделениями, в том числе сероводорода, в количествах, значительно превышающих предельно-допустимые концентрации в рабочих зонах [14,19,35].

В нефтегазоносных регионах при наличии данного вида осложнений отмечены случаи ликвидации скважин. Так в Оренбургской области с 1969 по 2000 год по причине рапопроявлений ликвидировано 12 глубоких разведочных скважин. В Средней Азии в этих же годах ликвидировано большинство разведочных скважин. Отмечены случаи ликвидации скважин на Астраханском ГКМ и других месторождениях. При массовом бурении эксплуатационных скважин на Оренбургском НГКМ в зонах скоплений рапы их технико-экономические показатели снижались на 15-20%.

В пределах Восточно-Оренбургского сводового поднятия Оренбургского вала (Оренбургском НГКМ) рапа приурочена к пластам ангидрита иреньского горизонта чаще всего вблизи контакта с пластами каменной соли. Глубины залегания зон рапонакопления, с учетом соляно - купольной тектоники, колеблются от 425 м до 1440 м и приурочены, как правило, к V, V, V и пластам ангидрита сульфатно-соленосной толщи. При этом в ряде случаев в одной скважине было вскрыто несколько зон рапопроявления.

Скопление рапы отмечается не только в пластах ангидрита, но и в толще каменной соли - в пропластках, содержащих примесь терригенного материала и обломков ангидрита.

Первоначальные дебиты встреченных зон рапопроявления колебались от 10 м³/сут до 24000 м³/сут. При этом гистограмма частот первоначальных дебитов при свободном изливе на 50 скважинах соответствовала следующему виду (рисунок 6).

Градиенты пластового давления в исследованных зонах рапопроявления по 22 скважинам колебались от 0,0135 МПа/м до 0,00230 МПа/м с гистограммой частот, приведенной на рисунке 7.

Одним из факторов, определяющих выбор стратегии борьбы с рапопроявлениями при строительстве нефтяных и газовых скважин, является генезис рассолов, литологическая приуроченность их залегания в толще хемогенного комплекса пород разреза, состав газов сепарации природных рассолов и интенсивность процесса образования соляных пробок в температурном диапазоне ствола скважины.

Рисунок 6 - Гистограмма частот дебитов при свободном изливе



Рисунок 7 - Гистограм...