Методы обеспечения совместимости интервалов бурения

- модель донного нагнетания, при которой тампонажный состав проникает в приствольную зону через дно трещины рапоносного пласта;

- модель бокового нагнетания, при которой тампонажный состав проникает в приствольную зону через всю высоту трещины рапоносного пласта.

Для условия изоляции трещинного коллектора зоны рапопроявления объем цементного раствора определяется условием прекращения донного течения цементного раствора в зоне рапы и достижения бокового заполнения трещины по высоте рапоносного пласта при равенстве гидростатического давления составного столба в стволе скважины пластовому давлению на глубине кровли.

При планировании изоляции зон рапопроявлений автором предложено производить определение скважности пород трещинных коллекторов рассола по формулам расчета данного параметра для условий поглощения буровых растворов, а наружного радиуса и объема цементного раствора для обеспечения бокового режима течения по трещине рассчитывать по формулам [19]:

R_н = R_с · [2 · g · h_{п р} · ((_цр - _р)/t_{o цр}) +1]^0,5, м, (9)

V_цр = · R_н² · (h_{п р}/2) · m, м³ (10)

где V_цр - объем цементного раствора, размещаемого в пласте для изоляции зоны рапопроявления, м³; R_н - наружный радиус изоляционной завесы в пласте, м; h_{п р} - толщина рапоносного пласта, м; m - скважность рапоносного пласта, д.е.; R_с - радиус ствола скважины, м; g - ускорение свободного падения, м/с²; _цр и _р - плотность цементного раствора и рапы, соответственно, кг/м³; _{o цр} - динамическое напряжение сдвига цементного раствора, Па. Планирование операций по изоляции зон рапопроявления осуществляется по следующим требованиям (таблица 13).

Таблица 13 Требования к составам, объемам и параметрам процесса глушения скважины и изоляции зоны рапопроявления в стволе диаметром 295,3 мм.

Состав	Требования к составу	Объёмы, м3	Конечное размещение в скважине, м3	Расход при закачке по стволу, м3/с	Расход при закачке в пласт, м3/с
Буфер	Рассол NaCl плотностью 1180 -1196 кг/м3	6-8	В пласте рапы	Определяется условием: Gгр п ? Gэк д	0,006-0,012
Тампонаж-ный раствор	Насыщение жидкости затворения по NaCl+CaCl; ВЦ= 0,40-0,45; Срок загустевания - 1,25 от времени операции.	По расчету	В пласте рапы - по расчету; в стволе скважины - 8м3		0,006-0,012
Буровой раствор	Плотность раствора - (1,00-1,01)*Рпл; Фильтрат - соленасыщенный по NaCl	Ствол скважины + приемные ёмкости	По стволу для оставления 8м 3 цементного раствора в стволе скважины		При доведении буфера и цементного раствора - 0,025-0,030

Это позволило провести успешную изоляцию всех зон рапопроявлений при строительстве эксплуатационных и специальных скважин на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении и при успешном выполнении разобщения пластов при креплении в остальных случаях исключить бросовые работы при ликвидации скважин.

Примеры успешного планирования операций по скважинам № 3831 в интервале рапопроявления - 1035 - 1040 м и № 1 Кочкуровской площади в интервале 932 - 936 м приведены в таблицах № 13 и № 14 [19].

Решение об изоляции зоны рапопроявления на скважине № 1 Кочкуровской площади было принято в целях обеспечения газовой безопасности в связи с поступлением горючих и токсичных газов.

Таблица 13 - Расчетные параметры зон рапопроявления по скважинам № 3831 Лебяжинского месторождения и № 1 Кочкуровской площади

Дебит рапы, м3/с	Перепад давления на зону рапы, МПа	Эффективная толщина зоны рапы, м	Вязкость рапы, Па*с	Коэффициент проницаемости, м2	Эквива- лент раскрытия трещины, м	Скваж-ность, д.е.
0,256	2,67	5	0,001714	3,88-11	0,004901	0,0075
0,000556	4,88	4	0,0017	5,64-14	0,000414	0,0037

бурение геологический разрез

Таблица 14 - Расчет объема цементного раствора для изоляции зоны поглощения на скважинах № 3831 Лебяжинского месторождения и № 1 Кочкуровской площади

Плотность рапы, кг/м3	Плотность цементного раствора, кг/м3	Динамическое напряжение сдвига цементного раствора, Па	Радиус перехода модели течения цемента в трещине, м	Расчетный объем цементного раствора, м3	Фактический объем цементного раствора, м3
1240	1900	20	8,53	15,6	22,0
1220	1900	20	9,92	9,2	9,20

Методы химической кольматации поровых коллекторов

Строительство нефтяных и газовых скважин на площадях Оренбургской области осуществляется в горно-геологических условиях, характеризующихся наличием большого количества пластов, которые по характеру насыщения, взаимного залегания, градиентам пластового давления, градиентам давления гидроразрыва и индексам давления поглощения идентифицируются как несовместимые интервалы бурения.

В проектных решениях, в ряде случаев, эти пласты подлежат совместному вскрытию без приложения научно - обоснованных технологических мероприятий.

Это приводит к поглощениям буровых и тампонажных растворов, газопроявлениям с возможностью перехода в открытое фонтанирование, недоподъемам цемента до проектных отметок при креплении, а также к появлению межколонных давлений (МКД) после проведения ОЗЦ обсадных колонн.

Практика ведения буровых работ на площадях Оренбургской области показала, что эффективным способом обеспечения совместимости интервалов бурения является использование физико-химических методов кольматации коллекторов.

В настоящее время в практике строительства скважин разработаны различные физико-химические способы кольматации проницаемых пород, которые направлены на ограничение их гидравлической связи со стволом скважины для решения различных технологических задач бурения.

Эффективность изоляции проницаемых пластов зависит от типа коллектора, размера каналов трещин и пор, структуры этих каналов, состава и свойств кольматанта и результата его взаимодействия с породой коллектора и пластовым флюидом.

Гидродинамическая (струйная) кольматация осуществляется с целью формирования кольматационного слоя с низкими фильтрационными характеристиками за счет проникновения твердой фазы бурового раствора на 2-3 мм в поровое пространство и до 30 мм - в трещины, а также уплотнения глинистой корки. Струйная кольматация позволяет снизить гидравлическую связь ствола скважины с пластами различной литологии, а также повысить индексы поглощения на 0,002-0,003 МПа/м [4].

Неоднородность карбонатных коллекторов основной залежи Оренбургского НГКМ по пористости, проницаемости и пьезопроводности при разработке карбонатных объектов большой толщины привела к неравномерной отработке залежи, что обуславливает появление разнонапорности пластов, в том числе, по вертикали [21,22].

Разница абсолютных значений градиентов пластовых давлений первого объекта может достигать 0,007 МПа/м, что значительно превышает коэффициенты запаса при нормировании плотности буровых растворов для их совместного бурения.

В этих условиях нормирование плотностей буровых растворов для целей вскрытия пласта по картам изобар, построенным по динамическим пластовым давлениям при перетоке газа в стволе скважины, приводит к газопроявлениям при первичном вскрытии пластов.

Для обеспечения совместимых условий вскрытия разнонапорных пластов проведенными автором исследованиями установлено, что использование методов химической кольматации карбонатных коллекторов может обеспечить непроницаемость стенок скважины и позволить вести буровые работы с депрессией на закольматированный пласт.

На изучаемых объектах средние величины открытой пористости изменялись в пределах от 10,4 до 18,6%, а абсолютная проницаемость изменялась в пределах от 0,91 до 41,6*10^-15 м².

Полученные данные исследования структуры порового пространства методом ртутной порометрии показали, что преобладающими размерами пор являются 10 - 20 мкм и 0,05 - 0,10 мкм.

Это определило выбор способа химической кольматации истинными растворами, способными при взаимодействии с карбонатной породой скелета коллектора образовывать осадки в поровом пространстве, а при наличии трещин - дополнительно высокомолекулярными соединениями, обладающими вяжущими свойствами.

В качестве химической реакции для кольматации карбонатных коллекторов автором была выбрана реакция взаимодействия раствора кислых солей с карбонатом кальция, обеспечивающая необходимое для кольматации осадкообразование в поровых каналах (таблица 15) [22.

Таблица 15 - Расчетные коэффициенты заполнения пор карбонатного коллектора при использовании различных кольматантов.

Состав кольматанта	Коэффициент заполнения порового пространства
Al2(SO4)3	0,248
Al2(SO4)3 + FeSO4*7 H2O	0,3606
Al2(SO4)3 + MgCl2	0,2752

Выполненные лабораторные исследования и промысловая апробация показали, что полученные коэффициенты заполнения порового пространства при прокачке необходимых объемов кольматанта позволяют достичь при депрессии до 12 МПа требуемой величины снижения проницаемости и рекомендовать данные составы в качестве кольматантов карбонатных коллекторов.

Глубина закольматированного слоя карбонатной породы в стволе скважины не превышает 0,150 - 0,180 м, что позволяет при выполнении задач строительства скважин приобщить продуктивные пласты перфорацией для вовлечения газоносных отложений в разработку.

Технология химической кольматации карбонатных коллекторов прошла успешную промысловую апробацию при бурении скважин на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении (таблица 16, 17) [21].

Таблица 16 - Условия вскрытия продуктивных отложений при бурении и реконструкции скважин

Номер скважины ОНГКМ	Глубина спуска колонн по диаметрам, м	Интервал газоносных отложений Рf1/ интервал хвостовика, м	Кровля и интервалы объекта разработки по длине ствола (Part -Pass), м	Пластовые давления по кровле горизонта, МПа	Глубина точки зарезки ствола, м	Плотность бурового раствора при вскрытии, кг/м3	Депрессия на пласт при вскрытии, МПа
	244,5 мм	177,8 мм			Рп	Part -Pass
216	1320	1360	1337-1342	1370	19,6	8	1347	1030	6,6
757	1265	1413	1344-1357 1224-1380	1391	19,6	9,5	1270	1030	-
				1380,5-1390	-	18,0	-	1030	4,1
409	1400	1505	1470-1488 1362-1518	1513	19,6	8	1400	1030	-
				1575-1580	-	18,5	-	1030	2,6
9045	1395	1514	-	1522-1660	16,3	16,3	1520	1160	-
				1690-2293	10	10		1050	-

Таблица 17 - Параметры и результаты химической кольматации газоносных карбонатных коллекторов

Номер скважины ОНГКМ	Диаметр ствола скважины, м	Интервал кольматации,м	Коэффициент удельной приемистости по воде, м3/с*МПа	Объем кольматанта, м3	Избыточное давление на устье при кольматации, МПа	Время кольматации, час	Плотность раствора при бурении, кг/м3	Депрессия на пласт после кольматации, МПа	Газопоказания при бурении, %
216	0,1510	1337-1342	0,003	2,1	11,5	8	1030	6,60	До 0,5
757	0,1206	1380,5-1390	0,004	1,8	12,5	8	1030	4,10	До 1,5
409	0,1206	1575- 1580	0,002	1,5	12,0	6	1060	2,60	До 0,6
9045	0,1510	1522- 1660	0,003	2,8	10,5	8	1050	0,62	До 0,3

Размещено на http://www.allbest.ru/

Другой возможностью использования методов химической кольматации является предотвращение развития нагрева пород при встрече термоаномалий, приуроченных к терригенным коллекторам, а также закрепление стенок скважины при вскрытии зон тектонических нарушений [24,25].

Для кольматации терригенных поровых коллекторов под руководством автора разработан двухрастворный метод химической кольматации. Данный метод основан на реакции взаимодействия закачиваемых растворов электролитов с пластовыми водами, содержащими соли двухвалентных металлов, и между собой в среде терригенного коллектора.

В качестве первого раствора используется раствор жидкого стекла плотностью от 1120 до 1140 кг/мі с пластической вязкостью от 15 · 10^{- 4} до 20 · 10 ^{- 4} Па·с, а в качестве второго - сернокислый алюминий.

Результаты лабораторных исследований эффективности химической кольматации терригенного коллектора, представленного песчаником, показали, что данный способ может обеспечить давление начала фильтрации керосина (декольматации) в пределах 5,5 - 7,0 МПа.

При промысловой апробации данного способа химической кольматации терригенных коллекторов декольматация водоносного пласта не была достигнута при создании депрессии до 25 МПа.

Химическая кольматация терригенных коллекторов была рекомендована, прежде всего, для локализации тепловых аномалий геологических разрезов Предуральского краевого прогиба, природа которой, по мнению автора, идентична феномену тепловой аномалии горы Янгантау Республика Башкортостан и связана с химическим разложением пластового флюида, представленного перекисью водорода (рисунок 9) [24].



Рисунок 9 - Изменение температуры бурового раствора на выходе при углублении скважины № 501 Вершиновская

Бурение в интервалах тектонических нарушений может сопровождаться поглощениями буровых растворов, а также обрушениями в ствол крупных обломков горных пород и развитием каверн.

Вывалы крупных обломков горных пород со стенок скважины при бурении крепких пород приводят к заклинкам бурильного инструмента, а после проведения спуско-подъемных операций - к длительным призабойным проработкам при условии затруднительной гидроочистки в условиях кавернозного ствола.

Наиболее тяжёлые осложнения при бурении интервалов тектонических нарушений были встречены при строительстве поисковых скважин на Нагумановской площади Уральского краевого прогиба.

Попытки закрепления неустойчивых пород цементированием при строительстве поисковой скважины № 5 на Нагумановской площади в интервале 4110 - 4270 м привели к зарезке второго ствола в каверне и перебуриванию интервала с проявлением обрушений и развитием каверн.

Анализ полученных результатов цементирования ствола и перебуривания интервала позволил определить, что основной причиной неудачной попытки закрепления пород цементированием явились размеры раскрытия трещин в нарушенных породах, которые оказались сопоставимыми с размерами частиц тампонажного цемента.

Для упрочнения массива в приствольной зоне разбуриваемых пород была рассмотрена возможность повышения устойчивости нарушенных пород с помощью коллоидных систем с размерами глобул до 4 мкм.

Для решения поставленной задачи был разработан способ крепления стенок скважины путем закачки в скважину крепящего раствора коагулирующего реагента и источника коагулирующих ионов. При этом в качестве коагулирующего реагента был использован латекс, а в качестве источника коагулирующих ионов - раствор хлорида натрия [36].

В пятой главе рассмотрены технологические основы вскрытия хемогенных отложений большой толщины.

Строительство сверхглубоких скважин в хемогенных отложениях, представленных породами неоднородного минералогического состава, сопровождается рядом осложнений, обусловленных взаимодействием буровых растворов на водной основе с породами (размыв ствола, набухание пород, выщелачивание), а также сужениями ствола скважины в зонах пластического течения солей, является сложной инженерной задачей [18,26,29,30,32].

Процессы осложнения определяются физико-химическими свойствами пород, гидромеханическими параметрами в стволе скважины и природой среды используемых буровых растворов. При этом одни виды осложнений проявляются в процессе бурения, а другие могут проявить себя по прошествии нескольких месяцев или даже лет после завершения строительства скважины.

Наиболее тяжелые осложнения связаны с проявлением горного давления в интервалах пластического течения солей, которые приводят к нарушению целостности обсадных колонн и ликвидации скважин.

По данным зарубежных исследований установлено, что около 90 % всех известных повреждений колонны вызвано проявлением горного давления соленосных пород, при котором нагрузки на обсадные трубы бывают настолько большими, что даже толстостенные и прочные трубы не могут их выдержать.

В Оренбургской области нарушения обсадных колонн отмечены при бурении сверхглубоких скважин № 35 Чиликсайской площади, № 30 Восточно-Песчаной площади, № 2 Каинсайской площади, № 1 Южно-Линевской площади, № 20 Песчаной площади, местоположение которых приурочено к Прикаспийской синеклизе и её бортовой зоне. При этом на всех этих скважинах в интервалах пластичного течения пород, в соответствии с проектными решениями на строительство скважин, были установлены обсадные трубы, рассчитанные на избыточное наружное давление, равное горному давлению при условии полного опорожнения обсадных колонн.

По данной причине были полностью остановлены геолого-разведочные работы ПО «Оренбурггеология» на площадях северного борта Прикаспийской синеклизы, где все скважины не достигли подсолевых отложений.

При бурении скважин на площадях ОАО «Газпром» разрезы хемогенных отложений, как правило, представлены минеральными солями, которые, по генетической классификации, относятся к морским соляным месторождениям.

К главным компонентам морских соляных месторождений относятся Na⁺, K ⁺, Mg ²⁺ , Ca ²⁺, Cl ^-, SO₄ ² , Br ^-, B₄O₇ ^2-, кроме того, в них присутствует большое количество малых компонентов таких, как Fe²⁺, CO₃^2- и I ^- .

Основными породообразующими минералами хемогенных отложений разрезов Прикаспийской синеклизы и Предуральского краевого прогиба Оренбургской области являются [31]:

NaCl - галит;

KCl - сильвин;

NaKCl₂ - сильвинит [NaCl (25-85 %), KCl (10-60 %)].

2[Mg₂Cl₂*6Н₂О] - бишофит;

12[KMgCl₃ *6H₂O]; KCl - 28,81 %; MgCl₂ - 34,18; Н₂О - 39,0 % - карналлит;

СаMgCl₆ *12 Н₂О - тахигидрит;

(K₂Ca₂Mg[SO₄₄ * 2Н₂О - полигалит;

СаSO₄ - ангидрит;

8[СаSO₄ *2Н₂О] гипс;

[СаMg(CО₃)₂] - доломит.

Данные минеральные соли различаются структурой кристаллической решетки и характером сил взаимодействия между частицами кристалла.

В галогенных солях (галит, сильвин, сильвинит), имеющих наиболее широкое распространение в хемогенных отложениях разрезов скважин, силы взаимодействия между частицами кристалла осуществляются ионной связью, обусловленной действием больших кулоновских сил.

Карналлит (KMgCl₃*6Н₂О) относится к кристаллогидратам, где гидратная вода связана непосредственно с катионами. При этом взаимодействие между частицами кристалла осуществляется силами Ван-дер-Ваальса, которые намного слабее электростатических сил, действующих между ионами в ионных веществах. Примером этих солей может служить также бишофит (MgCl₂*6H₂O).

Растворимость хемогенных минералов, определяющих образование каверн и осыпи ствола, зависит от химической природы минерала, температуры, а также концентрации присутствующих в растворителе ионов и их состава.

Выделение интервалов соляных пород и исследование кинетики течения солей при термобарических условиях скважины осуществляется методами проведения внутрискважинных геофизических исследований.

Это позволяет, при использовании возможностей ГТИ, выполнить расчленение разреза по литологии, оценку физико-механических свойств пород, определение компонентных составов солевых пород, изменение диаметра во времени и др.

На площадях Прикаспийской синеклизы и ее бортовой части свойства приведенных хемогенных минералов в процессе бурения и эксплуатации скважин определяют следующие виды осложнений и аварий (таблица 18).

Таблица 18 - Связь минералогического состава хемогенных пород с осложнениями и авариями при строительстве и эксплуатации скважин.

Минерал, порода	Условия проявления осложнения	Виды осложнений
	Термобарические	Горно-геологические	Технологические
Галит (NaCl)	-	Залегание на любой глубине	Применение растворов на водной основе с фильтратом , недонасыщенным по NaCl	Размыв ствола и кавернообразование.
	Горное давление: > 90 МПа; Температура: > 900 С.	Большая глубина залегания, наличие примесей (глины, сульфаты)	Недостаточная плотность раствора	Течение соли, (Кс?0,9)
	Температура забоя > 800 С.	Большая толщина соли, Распределение температур по стволу скважины	Наработка в составе бурового раствора аморфного осадка соли	Сужение ствола при кристаллизации соли на стенке скважины.
Сильвин (KCl)	Горное давление: > 80 МПа; Температура: > 600 С.	Распределение температур по стволу скважины	Недонасыщенные по КaCl	Размыв ствола и кавернообразование. Течение соли. (Кс?0,9)
Бишофит 2[Mg2Cl2*6Н2О]	-	-	Недонасыщенные по MgCl2	Размыв ствола и кавернообразование. Течение соли.
Карналлит 12[KMgCl3 *6H2O]	-	-	Недонасыщенные по MgCl2	Размыв ствола и кавернообразование. Течение соли.

Важнейшим условием безаварийной проводки скважин при пластическом течении солей является точное нормирование плотности бурового раствора, что связано также с обеспечением совместимости интервалов бурения.

В технической литературе приведен ряд методик нормирования плотностей буровых растворов, используемых при вскрытии хемогенных отложений для предупреждения течения солей.

Наиболее известные методики нормирования плотности буровых растворов при течении в солях предложены Б.В. Байдюком, Л.А. Шрейнером, Б.С. Филатовым, И.К. Майоровым, Е.Г. Леоновым и Н.Р. Рабиновичем.

Все эти методики предполагают знание механических параметров, (₀, _т, й_т, G), которые имеют большой размах, а их определения при нормальных условиях не соответствуют физическому состоянию породы при термобарических условиях их залегания в скважине и не коррелируются с полученными лабораторными данными.

Предложенные эмпирические зависимости, в лучшем случае, могут быть использованы для конкретного района при определении плотности бурового раствора и не позволяют оперативно получать ответы при изменении литологии соли при бурении.

Концепция нормирования плотности бурового раствора на водной основе, предложенная автором, предполагает осуществлять расчеты плотности на обеспечение устойчивости ствола скважины при термобарических условиях залегания в разрезе скважины наиболее распространенных галогенных солей, представленных галитом, сильвином или сильвинитом.

При строительстве поисковых скважин на площадях Прикаспийской синеклизы и Уральского краевого прогиба толщины хемогенных отложений достигают 5400 м при глубине залегания до 5800 м. При этом горное давление может достигать более 140 МПа, а температуры - 145⁰ С.

В целях обеспечения проектирования строительства сверхглубоких скважин для оценки устойчивости ствола скважины при термобарических условиях залегания галогенных пород автором предложено уравнение расчета пластической прочности ионных солей, используемое для последующего нормирования плотности бурового раствора [31].

Данное уравнение позволяет определить пластическую прочность соли как разницу энергии разрыва ионных связей при термобарических условиях пласта и внешней работы, обусловленной объемным сжатием ее горным давлением, в принятой модели жестко-пластического тела, движение которого обусловлено разрывом и восстановлением ионных связей на новых позициях деформируемого тела.

T_i P_i

Р_m = K_cкp * (ДН⁰_рс298 + ? f(ДC_p)dT)/(A*m*V_м) - Р_г? f(ДVм)dP)/V_м (11)

298 P₀

где K_cкp - коэффициент совершенства кристаллической решетки; ДН⁰_рс298 - энергия разрыва ионных связей, Дж/моль; ДC_p - изменение теплоемкости, Дж/моль; А - постоянная Маделунга; m - координационное число кристаллической решетки; V_м - молекулярный объем вещества, м³; Р_г - горное давление, Па; ДV_м - изменение молекулярного объема, м³.

После проведения расчета пластической прочности соли производится вычисление необходимого внутреннего давления для равновесного состояния стенки на расчетном контуре ствола скважины с использованием метода расчета толстых оболочек (задача Ляме) по третьей теории прочности [30]:

_эф = _t - _r, (11)

где _t - тангенциальные напряжения, МПа; _r - радиальные напряжения, МПа.

В проектных решениях нормирование плотности бурового раствора при вскрытии хемогенных отложений должно осуществляться по интервалам на галогенные соли. При этом исходной информацией для принятия решения при нормировании плотности бурового раствора являются заключения, по данным ГИС, по физико-механическим свойствам горных пород и давлениям и отчеты по исследованию станций ГТИ (геолого-технологических исследований) в разрезах пробуренных соседних скважин, а также химико-аналитическим исследованиям отобранного при бурении шлама.

Получение данной информации в рассматриваем вопросе необходимо для определения значения коэффициента К_с в уравнении (1), а также литотипа соли при нормировании плотности бурового раствора.

Галогенные соли, как природные образования, не имеют правильной кристаллической структуры и содержат в своих объемах породы (минералы) других веществ, воду и газы, что определяет их дефекты, как в микроскопических, так и в макроскопических масштабах.

Дефекты кристаллической решетки в зависимости от содержания примесей и их природы снижают прочность вещества.

Системное изучение чистоты галоидных солей иреньского горизонта кунгурского яруса на глубинах до 1450 м в районе Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения производилось в интересах создания подземных емкостей для хранения конденсата и продуктов переработки углеводородного сырья.

При этом было установлено, что величины нерастворимого в воде остатка каменной соли находятся в пределах от 0,44 до 19,26 % (масс.) при средних значениях объемной плотности 2150 кг/м³, пористости 2,7%, влажности 0,40% и газонасыщенности 64,5 см³/кг.

При больших глубинах залегания неоднородность солей в разрезах Прикаспийской синеклизы и Предуральского краевого прогиба Оренбургской области, как правило, снижается.

Определение пластической прочности солей при термобарических условиях их залегания позволило определить потребную плотность бурового раствора (рисунок 10) [31].

В приведенных расчетах нормирование плотности бурового раствора для обеспечения устойчивости стенок скважины произведено при превышении плотности на 5%, а значения коэффициентов K_c приняты равными 0,950 для NaCl, а для KCl - 0,908.

Рисунок 10 - График зависимости плотности бурового раствора от горного давления и состава соли при температурном градиенте северного борта Прикаспийской синеклизы.

Сходимость результатов нормирования плотностей буровых растворов по оценке устойчивости галогенных пород при бурении сверхглубоких поисковых скважин в Оренбургской области приведены в таблице 19.

Таблица 19 - Плотности бурового раствора при нормировании по РД и фактических значениях при бурении скважин на площадях Прикаспийской синеклизы и Уральского краевого прогиба

Номер скважины	Интервал хемогенных отложений, м	Горное давление на подошву солей, МПа	Температура на конечной глубине,0С	Литотип для нормирования плотности для получения фактической плотности	Плотность бурового раствора на конечной глубине, кг/м3
					По РД (камен-ная . соль)	Факт
1 Нагума-новка *	550 - 3820	86	79	Каменная соль	1633	1390
2 Нагума-новка*	1895-3923	86	81	Сильвинит	1660	1370
161 Кзы-лабинка *	494 - 4974	106	90	Сильвинит	1810	1580
171 Ако-бинка*	248-5121	110,4	89	Сильвинит	1831	1610
172 Ако-бинка*	475-5164	106,9	86	Сильвинит	1830	1620
2 Каинсай **	294 - 5930	132,6	106	Кам.соль- до 5750 м Сильвинит 5750- 5850	1919 -	1600 1800

* - УКП - Уральский краевой прогиб;

** - Прикаспийская синеклиза

При вскрытии солей большой толщины и в широком диапазоне распределения температур по стволу скважины в буровых растворах на водной основе происходит образование большого количества аморфного осадка галита, который выкристаллизовывается на стенке скважины, вызывая сужение ствола скважины с неоднородным перекрытием его сечения. Этот процесс может вызвать аварии с заклинкой бурильного инструмента, что принимается за проявление горного давления при течении солей.

Проведенные тесты на керновом материале соли с моделированием температурных условий для ствола диаметром 296 мм и буровом растворе, отобранном с поисковой скважины № 495 Вершиновской площади, показали следующее:

- процесс кристаллизации соли на внутренней стенке соляного цилиндра, представленного галитом, имеет большую интенсивность и при температуре забоя 90 ⁰ С может достигать при динамических температурах 55⁰ С и 65⁰ С, соответственно, 3,01 и 2,67кг/м ствола скважины за 16 часов работы на забое;

- уменьшение внутреннего диаметра соляного цилиндра при кристаллизации аморфной соли происходит неравномерно по площади боковой поверхности, что ускоряет процесс создания условий, затрудняющих свободное прохождение КНБК бурильного инструмента при спуско-подъёмных операциях.

При наличии в разрезе солей кристаллогидратов (бишофит 2[Mg₂Cl₂*6Н₂О], карналлит [KMgCl₃*6Н₂О)] необходимые плотности буровых растворов для исключения их течения, как показывают расчеты, могут превышать 2000 кг/м³ [30]. Однако, учитывая их высокую растворимость и ограниченность толщин, риски аварий на стадии бурения носят опосредованный характер, так как наличие каверны в интервале их залегания может привести к нарушению проходимости в колонне за счет погиба обсадных труб после крепления при односторонней модели нагружения.

При вскрытии пластов, представленных кристаллогидратами, для исключения односторонней модели нагружения, учитывая, как правило, их небольшую толщину, они подлежат купажу без утяжеления бурового раствора, используемого для вскрытия солей галогенной природы при термобарических условиях скважины.

Для исключения односторонней модели нагружения на обсадные трубы и погиба их после крепления скважин в хемогенных отложениях предложены способы обеспечения гидростатической модели нагружения при проявлении горного давления.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Выполненные автором исследования и промысловая апробация разработанных методов обеспечения совместимых интервалов бурения позволили разработать более 25 проектов на строительство параметрических и поисковых скважин глубиной от 5500 м до 7000 м в горно-геологических условиях первой категории сложности, бурение по которым обеспечило достижение проектных глубин.

Разработанные технологии профилактики и ликвидации осложнений позволили снизить материалоемкость конструкций, обеспечить выполнение геологических задач при бурении поисковых скважин и достижение их эксплуатационной надежности.

В эксплуатационном бурении массового строительства скважин на Карачаганакском газоконденсатном месторождении глубиной 5350 м обеспечили высокие технико-экономические показатели строительства более 212 скважин.

При строительстве горизонтальных эксплуатационных скважин на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении удалось минимизировать риски невыполнения задач проектов разработки и повреждения продуктивности формаций.

Выполненные исследования автора и накопленный опыт проектирования строительства скважин в горно-геологических условиях первой категории сложности позволили разработать новые основные технические решения проектирования и строительства скважин на Астраханском газоконденсатном месторождении, предполагающие снижение металлоемкости конструкций вертикальных скважин на 111 тн и возможность продолжения разработки месторождения горизонтальными участками стволов.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ ОТРАЖЕНО В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ

1. Горонович С.Н., Жидков В.А. Научное и проектное обеспечение массового строительства скважин в Прикаспийской нефтегазовой провинции. /Научно-технический журнал «Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе» - М.: ОАО ВНИИОЭНГ, № 7, 2002.

2. Горонович С.Н., Степанов В.Н., Ефимов А.В. Расчет параметров зон поглощения буровых растворов. /Научно-технический журнал «Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе». - М.: ОАО «ВНИИОНГ», № 6, 2006. - С. 10 - 12.

3. Спивак А.И., Мавлютов М.Р., Горонович С.Н. «Инструкция по предупреждению и ликвидации поглощений в порово-трещинных карбонатных коллекторах при вскрытии газоносных отложений большой толщины». Мингазпром СССР, РД 51-128-97. - Уфа: УНИ, 1987.

4. Спивак А.И., Мавлютов М.Р., Поляков В.Н., Горонович С.Н. и др. Руководящий нормативный документ РД 51-111-86 «Инструкция по технологии управляемой кольматации проницаемых пород при бурении и заканчивании скважин. - Москва, Мингазпром, 1986.

5. Спивак А.И., Мавлютов М.Р., Поляков В.Н., Горонович С.Н. и др. Методы оперативного контроля и управления состоянием призабойной зоны пластов при вскрытии продуктивных отложений на Оренбургском и Карачаганакском газоконденсатных месторождениях. /Стандарт объединения, СТО 0159014-19-85. - Уфа: УНИ, 1985.

6. Игнатьев Н.И., Мухаметов М.Г., Горонович С.Н., Зарипов С.З. Вспученный вермикулит - облегчающая добавка и наполнитель к глинистому раствору. - М.: Газовая промышленность, № 7, 1975.

7. Горонович С.Н., Степанов В.Н., Ефимов А.В. Ликвидация поглощения буровых растворов с использованием наполнителей. - М.: ООО «БУРНЕФТЬ», Специализированный журнал «Бурение & Нефть», июнь 2005. - С. 12-14.

8. Горонович С.Н., Селиханович А.М. Изоляция зон поглощения буровых растворов в порово-трещинных карбонатных коллекторах./Юбилейный сборник научных трудов ООО «Волго-УралНИПИгаз». - Оренбург: ИПК «Газпромпечать», 2002. - С. 146

9. Горонович С.Н., Рудницкий А.В., Селиханович А.М. и др. Способ изоляции зон поглощения. Авторское свидетельство № 2030562, 1992.

10. Данюшевский В.С., Джабаров К.А., Горонович С.Н. и др. Состав для изоляции зон поглощения. Авторское свидетельство № 1154436. БИ № 17, 1985.

11. Горонович С.Н., Цыцымушкин П.Ф., Степанов В.Н., Ефимов А. В. Расчет радиуса изоляционных экранов при ликвидации зон поглощения буровых растворов. /Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе, № 6, 2005. - С. 29 -32.

12. Патент 2277574 РФ. МПК С09К 8/467 (2006.01). Способ изоляции зон поглощений. /Горонович С.Н., Цыцымушкин П.Ф., Степанов В.Н., Ефимов А.В. и др. Заявка: от 27.10. 2004, опубл. 10.06.2006, Бюл. № 16.

13. Горонович С.Н., Олейников А.Н., Селиханович А.М. и др. Способ изоляции зон поглощения. Патент Рф № 2106476, 1998.

14. Ситков Б.П., Горонович С.Н., Мухаметов М.Г. Технология бурения и крепления скважин в условиях рапопроявления на Оренбургском газоконденсатном месторождении. ЭИ, сер: «Геология. Бурение и разработка газовых месторождений», ВНИИЭгазпром, - М.: 1980, № 21.

15. Горонович С.Н., Ефимов А.В., Мязин О.Г., Степанов В.Н. Расчет пластового давления зон рапопроявления при межпластовых перетоках в стволе скважины. /Научно-технический журнал «Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе». - М.: ОАО «ВНИИОНГ», № 6, 2006. - С. 5 - 9.

16. Горонович С.Н., Цыцымушкин П.Ф. Крепление скважин в Прикаспийской нефтегазовой провинции. //Юбилейный сборник трудов «ВолгоУралНИПИгаз». - Оренбург: ИПК «Газпромпечать», 2002. - С. 54-56.

17. Горонович С.Н., Цыцымушкин П.Ф., Степанов В.Н., Ефимов А.В. Расширяющие тампонажные составы для условий нормальных и умеренных температур. //Научно-технический журнал «Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе». - М.: ОАО «ВНИИОНГ», № 6, 2006. - С. 23 - 26.

18. Горонович С.Н. Цыцымушкин П.Ф., Степанов В.Н., Ефимов А.В. Крепление скважин в условиях хемогенных отложений. - М.: Нефтяное хозяйство, № 4, 2006 г. - С. 102-104.

19. Горонович С.Н., Цыцымушкин П.Ф., Степанов В.Н., Ефимов А.В. Технология изоляции зоны рапогазопроявления. ООО «БУРНЕФТЬ», Специализированный журнал «Бурение & Нефть», 07/08. 2006г.

20. Спивак А.И., Мавлютов М.Р., Поляков В.Н., Горонович С.Н. и др. Руководящий нормативный документ РД 51-111-86 «Инструкция по технологии управляемой кольматации проницаемых пород при бурении и заканчивании скважин.» - Москва, Мингазпром, 1986.

21. Горонович С.Н., Будько А.В., П.В. Овчинников, А.П. Рябов. Технология вскрытия продуктивных отложений Оренбургского НГКМ с применением метода химической кольматации.//Известия высших учебных заведений. Нефть и газ № 3. - Тюменский Государственный университет.

22. Горонович С.Н., Поляков В.Н., Мавлютов М.Р. и др. Способ изоляции пластов. А.С. № 4206032, декабрь 1987.

23. Патент РФ 2213203 Е 21 В 33/138. Способ уплотнения крепи газовых скважин / Горонович С.Н., Цыцымушкин П.Ф. и др. (РФ). - № 2001130222/20; заявл. 08.11.01; опубл. 27.09.03. Бюл. № 7.

24. Горонович С.Н., Галян Д.А., Кулагина Н.П. Тепловые аномалии геологических разрезов Предуральского краевого прогиба. /НТС «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений», 2006. № 3-4. С. 35-40.

25. Горонович С.Н., Галян Д.А., Кулагина Н.П., Цыцымушкин П.Ф. Способ вскрытия терригенного комплекса пород в условиях проявления термоаномалии. НТЖ «Нефтепромысловое дело», - М: ВНИИОЭНГ, 2007. № 9. С. 23-25.

26. Горонович С.Н., Галян Д.А. К вопросу вскрытия хемогенных отложений на Восточно-Песчаной и Песчаной площадях в условиях интервальной их неоднородности /Материалы НТС ОАО «Газпром» «Пути повышения эффективности и качества строительства скважин. - Тюмень, сентябрь 2003 года. - М.: ИРЦ Газпром, 2003. - С. 65-72.

27. Горонович С.Н., Галян Д.А., Чадина Н.П. и д.р. Планирование систем буровых растворов при строительстве сверхглубоких параметрических и поисковых скважин Южной Зоны Оренбургской области. НТС: «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых, газоконденсатных месторождений», М.: ООО «ИРЦ «Газпром», 1988. Вып.12. С. 16-20.

28. Регулирование ионнообменных процессов при разбуривании терригенно-хемогенного комплекса пород. - М.: Газовая промышленность № 10, 2002. - С. 77-78.

29. Горонович С.Н., Галян Д.А., Чадина Н.П. и др. Планирование систем буровых растворов при строительстве сверхглубоких параметрических и поисковых скважин южной зоны Оренбургской области и методы их оперативной корректировки. // РНТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений», № 6. - М.: 1999. - С. 11-16.

30. Горонович С.Н., Степанов В.Н., Ефимов А.В. и др. Технологические аспекты строительства сверхглубоких скважин в условиях хемогенных отложений. /Нефтяное хозяйство № 4. - М.: ЗАО «Издательство Нефтяное хозяйство», 2006. - С. 102-104.

31. Горонович С.Н. Устойчивость ствола скважины при бурении галогенных пород./ Нефтяное хозяйство № 2. - М.: ЗАО «Издательство Нефтяное хозяйство», 2008.

32. Горонович С.Н., Цыцымушкин П.Ф., Мязин О.Г. и др. Крепление скважин в условиях хемогенных отложений. - Нефтяное хозяйство, 2006, № 4, - С.

33. Горонович С.Н., Цыцымушкин П.Ф., Степанов В.Н., Ефимов А.В. и др. Состав для изоляции зон поглощений. Патент РФ на изобретение №2373251,БИ № 32, 2009 г

34. Горонович С.Н., Цыцымушкин П.Ф., Мязин О.Г., Ефимов А.В. Ликвидация катастрофического поглощения в горизонтальном участке ствола скважины при вскрытии продуктивных отложений большой толщины. Специализированный журнал «Бурение и нефть», - М.: ООО «Бурнефть», 2009. № 07-08. С. 40-43.

35. Горонович С.Н., Степанов В.Н., Ефимов А.В. Генезис коллекторов рапы и условия их тампонажа при строительстве скважин в Оренбургской области. НТЖ «Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе»-М: ВНИИОЭНГ, 2007. № 6. С. 39-43.

36. Горонович С.Н., Селиханович А.М., Елисеев В.А. и др. Способ крепления стенок скважин. Патент РФ на изобретение № 2169827, БИ № 18, 2001 г.

Размещено на Allbest.ru

...