Способ строительства скважины в осложненных условиях

Изобретение относится к строительству глубоких нефтяных и газовых скважин и, в частности, к способам вскрытия высоконапорных продуктивных пластов и крепления интервалов вскрытия обсадной колонной. Технический результат – повышение эффективности строительства скважин и обеспечение безаварийной добычи нефти и газа. По способу осуществляют 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. Осуществляют закачку в призабойную зону пласта буферной жидкости на основе охлажденного рассола. Используют охлажденный частично раскристаллизованный рассол из амбара, полученный ранее при бурении по высоконапорному пласту. Закачивают цементный раствор на основе магнезиально-фосфатного тампонажного раствора в заданном объеме. Его закачивают в зону проявления под давлением, обеспечивающим 5% запас над давлением высоконапорного пласта. После закачки скважину оставляют на этом противодавлении. При необходимости операцию повторяют. После снижения интенсивности проявления до значений 5-10 м3/час продолжают бурение на переливе с этим дебитом с одновременной закачкой получаемого объема притока рассола в заранее сформированную зону поглощения. При достижении забоем проектных отметок кровли продуктивного целевого пласта с нефтяным или газовым насыщением осуществляют спуск дополнительной обсадной колонны с прочностными характеристиками на смятие, превышающими пластовое давление в интервале проявления крепких рассолов. Производят цементирование упомянутой колонны тяжелым цементным раствором и магнезиально-фосфатным тампонажным раствором из расчета превышения гидростатического давления цементного раствора над давлением в проявляющем пласте. Опрессовку обсадной колонны производят не ранее, чем через 3 суток после цементирования. Далее продолжают бурение по целевому нефтяному или газовому пласту. 1 пр., 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких скважин, добычи нефти и газа, в частности, к способам вскрытия высоконапорных продуктивных пластов и крепления интервалов их вскрытия обсадной колонной.

Особенностью геологического строения некоторых месторождений углеводородов является наличие пластов аномальных по гидропроводности коллекторов с аномально-высокими пластовыми давлениями (АК-АВПД) в средней части разреза осадочного чехла, (например, одно из нефтегазоконденсатных месторождений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции) на глубинах 1300-2000 м, которые затрудняют или исключают бурение скважин на нижележащие горизонты (3300-3600 м) с углеводородным (УВ) насыщением и низким пластовым давлением (АНПД). Продолжение бурения без перекрытия высоконапорных продуктивных пластов невозможно в силу несовместимости условий бурения. Зоны АВПД характеризуются очень высокими пластовыми давлениями (более 40 МПа на глубинах по вертикали 1300-2000 м) и насыщением в виде предельно насыщенных рассолов (плотность до 1450 кг/м³).

Способ включает бурение и крепление ствола скважины до кровли высоконапорного пласта, вскрытие бурением высоконапорных пластов с использованием мер противофонтанного выброса с последующим снижением или ликвидацией интенсивного рассолопроявления (с 10000 до 5-10 м³/сут), его креплением обсадной колонной и дальнейшим бурением скважины на целевой пласт с углеводородным насыщением (УВ).

В случае интенсивного рассолопроявления (300-10000 м³/сут) осуществляют отвод полученного природного рассола закачкой наземным насосным оборудованием или за счет собственной энергии продуктивного высоконапорного пласта в соседнюю, ранее пробуренную, специально пробуренную скважину или в эту же скважину в предварительно сформированную зону поглощения.

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 A.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 в условиях поступления высокоминерализованного рассола из высоконапорного пласта и незастрахованность проводимых работ от спонтанных выбросов и разлива пластового флюида по земной поверхности в тех случаях, когда плотность бурового раствора не обеспечивает превышение гидростатического давления над пластовым. Завоз утяжелителей в количестве 400-600 т на скважину и хранение тяжелого бурового раствора крайне затратны.

Наиболее близким способом по технической сущности является способ вскрытия высоконапорных пластов, насыщенных крепкими рассолами (Патент РФ 2365735, кл. Е21В 21/08, 2007 (Прототип)). Он заключается в описании вскрытия высоконапорного пласта с одновременной утилизацией рассола в поглощающий пласт за предыдущей обсадной колонной. Тем самым достигается возможность первичного вскрытия и бурения по высоконапорному пласту с целью его последующего освоения и добычи рассола для переработки на поверхности земли с извлечением брома, лития, магния и других ценных элементов и соединений. Указанный способ разработан с целью скважинной добычи высоконапорных рассолов как самостоятельного гидроминерального сырья.

Данный способ имеет один существенный недостаток, а именно: не учитывает необходимость снижения интенсивности проявления рассолов и крепления обсадной колонной высоконапорного продуктивного пласта в условиях высокодебитного проявления крепких рассолов. Без проведения данной операции невозможно продолжение дальнейшего бурения скважины на нижележащие УВ-горизонты с задачей вскрытия и испытания продуктивного нефтегазоносного пласта.

Задачей предлагаемого изобретения является разработка алгоритма (последовательности операций) в цикле крепления скважины с целью изоляции высоконапорного пласта, что обеспечит возможность продолжения дальнейшего бурения скважины и в дальнейшем - добычу нефти и газа из нижележащих пластов.

Сущность предлагаемого изобретения - изоляция высоконапорного пласта путем создания комплексного геохимического барьера в призабойной зоне пласта (ПЗП).

Технический результат - доведение скважины до проектного забоя и обеспечение безаварийной добычи нефти и газа.

Технический результат достигается предлагаемым способом строительства скважины в осложненных условиях, включающий бурение и крепление ствола скважины обсадной колонной до кровли высоконапорного пласта, вскрытие бурением высоконапорных пластов с использованием мер противофонтанного выброса, отличающийся тем, что после вскрытия высоконапорных пластов производят подбуривание зумпфа 30 м и осуществляют закачку в призабойную зону пласта буферной жидкости на основе охлажденного рассола температурой до +6°С - летом, -30°С - зимой, при этом используют охлажденный частично раскристаллизованный рассол из амбара, полученный ранее при бурении по высоконапорному пласту. Далее за буферной жидкостью закачивают цементный раствор на основе магнезиально-фосфатного тампонажного раствора (МФТР) в объеме 8-10 м³, который закачивают в зону проявления под давлением, обеспечивающим 5% запас над давлением высоконапорного пласта, после закачки скважину оставляют на этом противодавлении. Причем при необходимости операцию повторяют. Затем после снижения интенсивности проявления до значений 5-10 м³/час продолжают бурение на переливе с этим дебитом с одновременной закачкой получаемого объема притока рассола в заранее сформированную зону поглощения. При достижении забоем проектных отметок кровли продуктивного целевого пласта с нефтяным или газовым насыщением осуществляют спуск дополнительной обсадной колонны с прочностными характеристиками на смятие, превышающими пластовое давление в интервале проявления крепких рассолов. После чего цементирование производится тяжелым цементным раствором и магнезиально-фосфатным тампонажным раствором из расчета превышения гидростатического давления цементного раствора над давлением в проявляющем пласте. При этом опрессовку обсадной колонны производят не ранее чем через 3 суток после цементирования, далее продолжают бурение по целевому нефтяному или газовому пласту. Эффект формирования фильтрационной завесы реализуется за счет комплексного образования а) термобарического (охлаждение ПЗП и кристаллизация рассола в ПЗП, б) геохимического барьера, возникающего при смешении карбонатно-сульфатного буфера с насыщенным хлоридно-кальциевым рассолом в проявляющем пласте в ПЗП; в) адиабатического охлаждения трещин, по которым рассолопроявляющий пласт (или трещиноватая зона) и работает рассолом в открытый ствол скважины за счет резкого расширения потока рассола и разницы давлений (пластовое и забойное); и г) активной запрессовки выпадающих солей давлением продуктивного рассолопроявляющего пласта. Тем самым, выпадающие из рассола соли запечатывают ПЗП, формируя эффект фильтрационной завесы. Периодические промывки интервала рассолопроявления пресной технической водой охлаждают ПЗП и обеспечивают поддержание депрессии на рассолопроявляющий пласт (перепад пласт - скважина), и этим адиабатический процесс и процесс запрессовки выпадающих солей в осадок соли создают непреодолимый барьер в проявляющем пласте. Эффект достигается за счет охлаждения призабойной зоны скважины (трещин, которые служат путями фильтрации рассола) до критической температуры (ниже 25 градусов), что приводит к старту процесса лавинной кристаллизации солей, главным образом CaCl₂ из пересыщенной хлоридной системы с ее последующей запрессовкой пластовым давлением из рассолопроявляющего пласта (зоны).

Предлагаемый способ содержит технические решение (опережающее формирование зоны поглощения) и технико-технологические решения, которые базируются на изучении геохимического барьера (смешение разных геохимических типов вод (сульфатной и карбонатной с хлоридной) и температурного (термобарического) барьера - кристаллизация солей из рассолов (тахигидрита, анарктицита, бишофита и др.) в призабойной зоне через введение порций переохлажденного рассола, в котором кристализующиеся соли формируют множество центров кристаллизации. Обвальная кристаллизация в зоне смешения холодного (переохлажденного рассола) с природной флюидной рассольной системой формируют искусственную фильтрационную завесу, которая рыхлыми кристаллами заполняет транзитное трещинное пространство в призабойной зоне пласта. При этом дополнительная изоляция трещин проводится при установке цементных мостов на основе магнезиально-фосфатного цемента с противодавлением на пласт. На втором этапе при продолжении бурения скважины могут сформироваться трещины в цементном камне, однако перепад давлений, который поддерживается в цикле бурения по высоконапорному пласту между флюидной АВПД-системой с аномальным барическим полем давления (Рпл = более 40 МПа) и давлением бурового раствора на глубине закрепленного в два этапа рассолопроявляющего пласта формирует два процесса:

1. Процесс запрессовки солевой пробки в транзитных трещинах - флюидная АВПД - система давит на рыхлую солевую пробку (массу) и спрессовывает ее, удаляя часть свободной, не связанной с кристаллической решеткой воды.

2. Резкое расширение солевой системы (рассола), которая профильтровалась на начальном этапе через трещины в цементном камне и неплотности солевой пробки при выделении из трещин (пластовое давление - Рпл) в скважину (забойное давление - Рзаб), где Рзаб<<Рпл, формирует резкое охлаждение рассола через адиабатический процесс в призабойной зоне пласта, залечивая кристаллами соли фильтрующие трещины и поры.

Запрессовка в новые трещины и поры идет по описанному выше механизму.

Практика длительных испытаний высокодебитной трещинной зоны, вскрытой ниже 1800 м в доломитах усольской свиты скважиной 3А на Знаменском ЛУ, показала, что процесс кристаллизации рассола стартует при охлаждении потока с 32°С (пластовая температура) до 25°С (температура кристаллизации). Установлено, что чем меньше скорость потока, которая регулируется штуцированием на штуцерной батарее, тем раньше по внутренней поверхности лифтовых труб начинается кристаллизация солей в восходящем потоке рассола. Экспериментальное исследование потока рассолопроявления проведено на дебитах 20, 50, 300, 800 и 1600 м³/сут. Показано, что на низких дебитах наблюдается формирование солевых пробок, зарастание трубного пространства, и это явление наблюдается повсеместно на глубоких рассолопроявляющих скважинах юга Сибирской платформы. Зафиксировано, что при записи кривой восстановления давления (КВД), то есть при остановке потока рассола по внутреннему пространству скважины происходит зарастание ПЗП соляными пробками. После КВД дебит пласта на тех же режимах резко падает (таблица) в более чем сто раз. Промывка технологической водой только усиливает процесс формирования фильтрационной завесы. После лабораторных экспериментов по смешению карбонатных и сульфатных вод с хлоридными рассолами обнаружено выпадение карбонатных солей. Это подтверждено проведением соляно-кислотной обработки пласта, после которой дебит скважины был полностью восстановлен до максимальных значений.

Сделаны следующие выводы:

1. Уменьшение производительности рассолопроявляющей зоны ведет к выпадению хлоридных солей, смещению точки фазового равновесия из ствола скважины в пласт;

2. Закачка технической воды приводит к выпадению карбонатных солей, которые уплотняются через эффект поршневания и прорастают хлоридными солями CaCl₂;

3. Разрушение фильтрационной завесы (экрана) достигнуто раствором соляной кислоты, что позволяет сделать вывод о карбонатном составе экранирующей противофильтрационной завесы, либо о растворении раствором соляной кислоты карбонатов на контакте соль-карбонат.

Использование полученных экспериментальных данных позволило обосновать следующий алгоритм практических шагов по изоляции высоконапорного рассолопроявляющего пласта в карбонатной соленасыщенной толще нижнего кембрия:

1. Вскрытие рассолопроявляющего пласта на полную мощность с оставлением дополнительного 30 м зумпфа;

2. Изоляция рассолопроявляющей зоны через формирование фильтрационной завесы в ПЗП:

2.1. Слой карбонатов через процесс геохимического барьера

2.2. Слой солевой пробки прорастает через трещины и незакрепленные фильтрующие участки за счет перепада давления АВПД пласт - скважина

2.3. Цементный слой (МФТР), с доказанным непосредственно на обьекте бурения качественным схватыванием на контакте соль - цемент и металл - цемент, устанавливаемый на противодавлении с последующей запрессовкой в призабойную зону пласта

Процесс углубления скважины в условиях слабого поступления рассола (рапы) технологически реализуем, процесс бурения с одновременной закачкой рассола в поглощающий пласт проверен и доказан практикой буровых работ на Знаменском месторождении. За 7-10 суток углубления скважины до проектной гл. 3300 м зона фильтрационного экрана дополнительно уплотняется и зарастает солями.

Перед спуском обсадной колонны ствол скважины прорабатывается, далее выполняется спуск обсадной колонны и цементирование. Буферной жидкостью при цементировании также служит переохлажденный рассол. Полная изоляция рассолопроявляющего пласта достигается при креплении высоконапорного пласта обсадной колонной.

Таким образом, алгоритм заявленного способа включает: управляемое бурение по рассолопроявляющему интервалу высоконапорного пласта (зоны), его первичное вскрытие на полную мощность с зумпфом 30 м зоны аномально-гидропроводного коллектора жильного типа с АВПД на управляемом переливе с одновременным или периодическим возвратом получаемых на поверхность обьемов рассола в предварительно сформированную зону поглощения, изоляцию ствола скважины от высоконапорных пластов через комплексное формирование фильтрационной завесы в ПЗП, дальнейшее бурение до проектной глубины спуска обсадной колонны, крепление высоконапорных пластов обсадной колонной соответствующей прочности и цементирование тяжелыми цементными растворами. Крайне важным здесь является технологическая пауза между цементированием и опрессовкой обсадной колонны в 3 суток. В течение этого времени обеспечивается необходимое качество крепления обсадной колонны. Данная технология была опробована на скважине №3 Знаменского ЛУ с положительным результатом.

Бурение и крепление глубокой скважины на нефть и газ в условиях высоконапорных пластов, насыщенных рапой (крепкими и предельно насыщенными рассолами) является сложнейшим с технологической точки зрения процессом. Сложности возникают как в процессе бурения (постоянные проявления рассолов с большим дебитом фонтанирования), так и после крепления данного интервала обсадной колонной (смятие колонны). Количество скважин, недоведенных до проектного забоя вследствие сложных горно-геологических условий в средней части осадочного чехла в контурах месторождения УВ, может идти на десятки. Заявленный способ позволяет обеспечить требуемый результат - доведение скважины до проектного забоя, решение целевых задач скважины (отбор керна в пласте с УВ-насыщением, ГИС, опробование, испытание, ОПЭ, либо дальнейшая безаварийная добыча нефти и газа.

Изобретение иллюстрируется чертежами: 1 а - прототип, 1 б - изоляция высоконапорного пласта, 1 в - крепление обсадной колонной интервала с высоконапорным пластом.

ПРИМЕР

В качестве примера показаны типичные условия при вскрытии бурением высоконапорных пластов, насыщенных крепкими рассолами на одном из нефтегазоконденсатных месторождений Лено-Тунгусской НГП (рис. 1).

Согласно изобретению-прототипу (Патент РФ 2365735, кл. Е21В 21/08, 2007 (Прототип)) бурение скважины (1) до кровли (2) высоконапорного продуктивного пласта (3) ведут в соответствии с освоенной для данного месторождения технологией. Далее в интервале поглощающего пласта, расположенного непосредственно под региональной водоупорной толщей (4), методом гидроразрыва формируют зону поглощения (5), осуществляют крепление ствола обсадной колонной (6), однако цементный раствор закачивают с таким расчетом, чтобы сформированная зона поглощения была открыта и могла сообщаться через устьевую обвязку с наземным насосным оборудованием, то есть оставляют не зацементированным межколонное пространство от зоны поглощения до земной поверхности (7). Затем производят вскрытие бурением высоконапорного пласта (3), его продукцию транспортируют по скважине и в случае аномально высокого дебита перепускают под давлением через устьевую обвязку и далее через узел (8), позволяющий регулировать дебит и давление поступающего из скважины рассола, напрямую по межколонному пространству (7) в заранее сформированную зону поглощения (5).

Резервным, запасным вариантом в этой схеме (примере) предусматривается обвязка скважины с наземными резервными приемными емкостями (9), котловану и наземным насосным оборудованием (10) для принудительной закачки в сформированную зону поглощения. На закачивающей линии предусматривается обратный клапан (11), а регулирование дебита контролируется расходомером (12).

Авторами заявляемого изобретения предлагается следующий порядок действий. После вскрытие на полную мощность высоконапорного пласта с помощью компоновки бурильных труб с долотом (13) и подбуривания зумпфа 30 м, а также смены компоновки бурильных труб в скважине на «открытую воронку» (14) осуществляют закачку буферной жидкости (15) на основе рассола температурой (+6°С - летом, -30°С - зимой, при этом используют охлажденный частично раскристализованный рассол из амбара, полученный при бурении по высоконапорному пласту). Далее за буферной жидкостью закачивают цементный раствор (16) на основе магнезиально-фосфатного цемента в объеме 8-10 м³. Тампонажный цементный раствор закачивается в зону проявления под давлением 23,5 МПа. После закачки скважина остается на противодавлении. Тем самым достигается снижение или полное отсутствие интенсивности проявления. Затем после снижения интенсивности проявления до значений 5-10 м3/час, либо его ликвидации продолжают бурение на переливе с этим дебитом с одновременной закачкой получаемого объема притока рассола в заранее сформированную зону поглощения. При необходимости операция повторяется. После достижения кровли целевого продуктивного пласта с УВ-насыщением (17) повторяются мероприятия по снижению интенсивности притока, описанные выше. После снижения интенсивности проявления до приемлемых значений (5-10 м³/час) осуществляют спуск обсадной колонны (18) с прочностными характеристиками (обсадная колонная 244,5 мм, толщина стенки 13,8 мм, марка стали М), превышающими пластовое давление в интервале проявления крепких рассолов (коэффициент аномальности может достигать 2,35). Возможна также установка упрочненной секции обсадной колонны 244,5 мм (13,8 мм, Е) в интервале высоконапорного пласта с перекрытием предыдущих колонн на 75-150 м. Цементирование производится тяжелым цементным раствором плотностью 2470 кг/м³ и МФТР плотностью 1900 кг/м³ из расчета превышения гидростатического давления цементного раствора над давлением в проявляющем пласте. Превышение давления над пластовым и крепление затрубного пространства обсадной колонны в условиях поддержания постоянного устьевого давления также может быть сформировано за счет цементировочного агрегата ЦА-320. Опрессовку обсадной колонны после цементирования производят не ранее чем через 3 суток после цементирования. Далее продолжают бурение по целевому нефтяному или газовому пласту.

Заявленный способ применим для вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин различного назначения (параметрические, поисковые, разведочные, эксплуатационные, нагнетательные).

Способ строительства скважины в осложненных условиях, включающий бурение и крепление ствола скважины обсадной колонной до кровли высоконапорного пласта, вскрытие бурением высоконапорных пластов с использованием мер противофонтанного выброса, отличающийся тем, что после вскрытия высоконапорных пластов производят подбуривание зумпфа 30 м, осуществляют закачку в призабойную зону пласта буферной жидкости на основе охлажденного рассола температурой до +6°C - летом, -30°C - зимой, при этом используют охлажденный частично раскристаллизованный рассол из амбара, полученный ранее при бурении по высоконапорному пласту, далее за буферной жидкостью закачивают цементный раствор на основе магнезиально-фосфатного тампонажного раствора в объеме 8-10 м³, который закачивают в зону проявления под давлением, обеспечивающим 5% запас над давлением высоконапорного пласта, после закачки скважину оставляют на этом противодавлении, причем при необходимости операцию повторяют, затем после снижения интенсивности проявления до значений 5-10 м³/час продолжают бурение на переливе с этим дебитом с одновременной закачкой получаемого объема притока рассола в заранее сформированную зону поглощения и при достижении забоем проектных отметок кровли продуктивного целевого пласта с нефтяным или газовым насыщением осуществляют спуск дополнительной обсадной колонны с прочностными характеристиками на смятие, превышающими пластовое давление в интервале проявления крепких рассолов, после чего цементирование производится тяжелым цементным раствором и магнезиально-фосфатным тампонажным раствором из расчета превышения гидростатического давления цементного раствора над давлением в проявляющем пласте, при этом опрессовку обсадной колонны производят не ранее чем через 3 суток после цементирования, далее продолжают бурение по целевому нефтяному или газовому пласту.