Способ спуска потайной обсадной колонны в горизонтальные стволы большой протяженности в условиях возникновения дифференциального прихвата

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких нефтедобывающих скважин, в частности к спуску обсадных колонн в горизонтальные стволы большой протяженности в сложных горно-геологических условиях. При спуске потайной колонны в горизонтальный ствол большой протяженности, который пробурен в продуктивном пласте-коллекторе с аномально низким значением пластового давления нефтяной залежи в узле, соединяющем ее с транспортной колонной, размещают запорно-поворотный клапан в положении «закрыто», и по мере спуска доливают трубное пространство до расчетного уровня. По достижении обсадной колонной глубины башмака эксплуатационной колонны спуск останавливают, открывают клапан, выравнивая уровни в трубном и затрубном пространствах, чем обеспечивают гидродинамическое равновесие в системе «скважина - пласт». Далее в условиях сформированного равновесия продолжают спуск обсадной колонны до планового забоя горизонтальной скважины. Повышается эффективность разработки нефтегазовых залежей горизонтальным бурением в сложных горно-геологических условиях, конкретно - аномально низкого пластового давления нефтяной залежи. 2 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к технологии строительства глубоких нефтедобывающих скважин, в частности, к спуску обсадных колонн (ОК) в горизонтальные стволы большой протяженности в сложных горно-геологических условиях, благоприятных для возникновения дифференциальных прихватов.

Одной из основных проблем при бурении нефтедобывающих скважин и последующем их креплении спуском обсадной колонны в горизонтальные стволы большой протяженности в условиях нефтяной залежи с аномально низким пластовым давлением (АНПД) являются дифференциальные прихваты, возникающие либо в процессе спуска обсадной колонны, либо во время процедуры наращивания транспортировочной колонны, на которой осуществляется спуск потайной обсадной колонны. Для нефтяных, нефтегазоконденсатных месторождений и залежей Сибирской платформы природных резервуаров докембрия (рифей, венд) характерны низкие (ниже гидростатического) и аномально низкие с Кан 0,70-0,85 давления пластовых углеводородных залежей. В их числе гигантские Ковыктинское, Чаяндинское ГКМ, Юрубчено-Тохомское и Куюмбинское НГКМ, крупное Верхне-Чонское НГКМ, средние по запасам УВ Ярактинское, Аянское, Дулисьминское НГКМ, а также ряд не так давно открытых месторождений - Чайкинское, Знаменасое, Левобережное ГКМ, а также серия открытых бурением, но не поставленных на баланс залежей (Аварийные ситуации в бурении на нефть и газ // Заливин В.Г., Вахромеев А.Г. - Учебное пособие. - М: Изд-во Инфра-Инженерия, 2018 - 508 с.; Промысловая характеристика продуктивных пластов юга Сибирской платформы // Б.А. Фукс, В.А. Ващенко, А.Г. Москалец и др. М.: Недра, 1982. 184 с.; Бурение скважин с горизонтальным окончанием в сложных горно-геологических условиях (на примере природных карбонатных резервуаров рифея Байкитской НГО // Сверкунов С.А., Вахромеев А.Г., Сираев Р.У. Данилова Е.М.: Иркутск: Изд-во ИРНИТУ, 2016. - 204 с.; Фукс А.Б., Пластовые углеводородные системы и продуктивность месторождений южной части Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции // автореф. Дисс. на соиск. уч. степени доктора наук. Москва, 2000, - 32 с.).

Так, опыт спуска 150 потайных обсадных колонн 114 мм в продуктивный нефтяной пласт на одном из месторождений Восточной Сибири в течение 3 лет в интервале глубин по стволу 2600-4100 м (вертикаль 1900 м) при длине горизонтального ствола около 1000-1500 м показывает, что дифференциальный прихват происходит в открытом горизонтальном стволе в 300-700 метрах от башмака эксплуатационной колонны. Коэффициент аномальности пластового давления в скважинах с аномально низким пластовым давлением в нефтяной залежи может достигать 0,77-0,70 и менее, что связано с эксплуатацией соседних, ближайших скважин. При этом бурение интервала и последующее крепление может производиться с применением бурового раствора плотностью 960-1040 кг/м³ в зависимости от типа бурового раствора. Таким обрезом, превышение текущего значения гидростатического давления над пластовым в нефтяной залежи может составлять более 30%.

Также важно подчеркнуть, что в условиях одновременного бурения эксплуатационных скважин и освоения либо эксплуатации других, ранее пробуренных в пределах одного нефтегазового месторождения с АНПД, закономерно наблюдается дальнейшее падение текущего пластового давления пластовых углеводородных систем в залежи до значений Кан=0,6 и ниже. Это приводит к росту значений текущей репрессии в интервале открытого горизонтального ствола большой протяженности при спуске потайной ОК, обостряя проблему дифференциальных прихватов в цикле крепления наклонных и горизонтальных стволов и увеличивая непроизводительное время на их ликвидацию. Значительная протяженность открытого горизонтального ствола в пласте-коллекторе, часто более 1000 м и более, является дополнительным фактором, осложняющим ликвидацию дифференциального прихвата, если он произошел.

Следует уточнить, что наработанная практика заканчивания скважин горизонтальными стволами большой протяженности позволяет предложить самостоятельные решения по предупреждению дифференциальных прихватов именно для нефтяных залежей, месторождений, где отсутствует газовая шапка. Одно из таких решений для нефтяных залежей с АНПД предложено авторами в настоящем изобретении.

Известен способ для бурения и заканчивания при программируемом давлении и программируемом градиенте давления (Патент РФ №2455453, МПК Е21В 21/08, 2008). Данный способ описывает возможность совмещения технологии бурения на репрессии и депрессии, путем применения уплотнения, разобщающего две разные по величине зоны давления в скважине. В зоне выше уплотнения - репрессия (забойное давление больше пластового давления), ниже уплотнения - депрессия (забойное давление меньше пластового давления).

Данный способ имеет недостаток, связанный с невозможностью проведения спуска хвостовика в условиях его нахождения в двух разных зонах в скважине - в депрессии и репрессии. Процесс проведения спуско-подъемных операций в данном способе предусматривает закрепление ствола скважины путем упрочнения призабойной зоны пласта с помощью образования фильтрационной корки на стенках скважины. Процесс закрепления ствола в данном случае не позволяет выровнять давление в пласте и в скважине, в связи с этим проблема дифференциального прихвата обсадной колонны остается нерешенной. Таким образом, применение данного способа в сложном кавернозно-трещинном карбонатном нефтегазонасыщенном пласте горизонтального ствола большой протяженности технически невозможно

Известен способ вскрытия продуктивного пласта на депрессии (Патент РФ №2540701, МПК Е21В 21/14, 2013), по сути, являющийся адаптированным способом (Патент РФ №2199646, МПК Е21В 21/14, 2002). В данном способе подробно описываются технические аспекты применения технологии бурения на «депрессии», такие как изменение пластового давления в процессе проводки ствола в условиях длительно разрабатываемых залежей нефти и газа, компенсирование давления на забое работой дросселя на устье скважины при различных технологических операциях. Этот способ имеет существенный недостаток, связанный с невозможностью спуска обсадной колонны в условиях депрессии на продуктивный пласт. Технически не представляется возможным спуск обсадной колонны при загерметизированном устье. Элементы вращающегося превентора не предназначены для пропускания обсадной колонны в условиях, когда необходима герметизация скважины. Также данный способ является крайне дорогостоящим, существенно снижающим экономические показатели бурового предприятия.

Данные способы имеют еще один существенный недостаток, а именно: в условиях пласта с аномально низким пластовым давлением нефтяной залежи не позволяют произвести безаварийный спуск обсадной колонны. Это связано с большой разницей (около 4 МПа) между текущим забойным давлением в скважине и природным пластовым давлением нефтяной залежи. Именно эта разница давлений создает барические условия, которые формируют градиент поглощения в продуктивный пласт-коллектор, т.е. благоприятствующие возникновению дифференциального прихвата при спуске обсадной колонны. Таким образом, рассматриваемая проблема является системной, то есть регулярно возникает на каждой новой нефтедобывающей скважине в интервале горизонтального ствола в цикле его крепления. По опыту строительства скважин существует вероятность не доведения скважины до планового забоя, вплоть до полной ликвидации скважины.

Наиболее близким является способ спуска обсадной колонны в горизонтальном стволе большой протяженности (Патент РФ №2640844, МПК Е21В 21/08 (2017.08); Е21В 21/14 (2017.08) (прототип). При этом главная идея прототипа - снижение текущего забойного давления на уровне горизонтального ствола до величины, близкой к пластовому давлению нефтяной залежи и спуск потайной ОК по аналогии с бурением «на равновесии» является достижимой, работоспособной, но технически сложна и затратна. Существенный недостаток данного способа: необходимость использования азотного агрегата, обеспечить наличие которого на удаленных автономных объектах не всегда возможно, а также дополнительные финансовые затраты по покупке либо аренде, мобилизации и обслуживанию азотного агрегата.

Задачей заявленного способа является разработка эффективного и малозатратного алгоритма спуска обсадной колонны «на равновесии» в сложных геологических условиях, связанными с аномально низкими пластовыми давлениями нефтяного пласта, залежи в условиях, благоприятных для возникновения дифференциальных прихватов.

Техническим результатом является технологическая надежность строительства (заканчивания) нефтедобывающих скважин в условиях аномального низкого пластового давления.

Задача решается предлагаемым способом спуска потайной обсадной колонны в горизонтальный ствол большой протяженности в условиях возникновения дифференциального прихвата, включающим бурение горизонтального ствола скважины, спуск потайной обсадной колонны на транспортировочной колонне до башмака эксплуатационной колонны, формирование равновесия в системе «скважина - пласт», и дальнейший спуск потайной ОК в горизонтальном стволе «на равновесии», отличающийся тем, что между транспортировочной и обсадной колонной дополнительно устанавливают запорный клапан в закрытом положении, в процессе спуска труб в скважину производят долив транспортировочной колонны буровым раствором до расчетного статического уровня промывочной жидкости в трубном пространстве, далее продолжают спуск без долива до башмака эксплуатационной колонны, после чего спуск останавливают, открывают запорный клапан, чем обеспечивают выравнивание общего уровня в скважине, формируя при этом равновесие в системе «скважина - нефтяная залежь».

При открытии запорного клапана буровой раствор из затрубного пространства перетоком поступает в трубное пространство и принимает общий (расчетный) статический уровень в скважине. Столб бурового раствора создает при этом забойное давление в скважине, уравновешенное с пластовым давлением нефтяной залежи, т.е. формирует равновесие в системе «скважина - нефтяная залежь». Далее в условиях сформированного равновесия в интервале открытого горизонтального ствола продолжается спуск обсадной колонны до планового забоя. При дальнейшем спуске долив транспортировочной колонны не производится. В потайной обсадной колонне обратный клапан не устанавливается.

Сущность изобретения: выравнивание значения текущего забойного давления в скважине со значением пластового давления пластовой углеводородной системы залежи при спуске потайной обсадной колонны в открытый горизонтальный ствол нефтедобывающей скважины через использование принципа создания расчетного давления на забое столбом бурового раствора-буфера (таблица 1) и управление забойным давлением через специальный узел - запорный клапан, а именно - спуском потайной ОК с клапаном, размещенным в области соединения потайной и транспортной колонн, который находится в закрытом состоянии и далее - управляемым открытием запорного клапана в запланированное время. Такой способ создания расчетного давления на продуктивный нефтегазовый пласт промышленно используется (Карнаухов М.Л., Рязанцев Н.Ф. Справочник по испытанию скважин. - М.: Недра, 1984, 268 с) при опробовании продуктивных нефтегазоводоносных пластов-коллекторов в испытателях пласта на трубах - ИПТ разных модификаций (КИИ-95; КИИ-146 и др.). Устройство и принцип работы запорного клапана, который возможно применить в предлагаемом способе, описано в пат.PATENT NO.: 7,350,590 В2, April 1, 2008 США. По аналогии с алгоритмом опробования пласта на трубах (ИПТ) операцию по выравниванию давлений реализуют в момент, когда башмак потайной ОК находится в открытом стволе на уровне башмака ОК-178 мм, и эти равновесные барические условия «скважина - нефтяная залежь» сохраняются до окончания спуска потайной колонны в горизонтальный ствол большой протяженности. В открытом стволе спуск потайной ОК-114 мм на бурильных трубах ведут с вытеснением бурового раствора в объеме спускаемого в скважину металла. При этом уровень в скважине несколько растет за счет вытеснения (металлом), но расчеты (таблица 1) показывают незначительный рост уровня и соответственно текущего давления к моменту окончания спуска потайной ОК до забоя горизонтального ствола (ГС). Многолетний опыт спуска потайных обсадных колонн в горизонтальные стволы и накопленная практика борьбы с дифференциальными прихватами по технологии аэрирования бурового раствора азотом с целью снижения забойного давления показали, что в случае, если достигнута величина текущего забойного давления ниже пластового, и начинается нефтепроявление, то скважина глушит «сама себя» за счет поступления нефти в ствол скважины, поскольку плотность нефти в продуктивном пласте больше градиента пластового давления.

Известно, что основными условиями возникновения дифференциальных прихватов является наличие фильтрационной корки на стенках скважины, а также существенная разница между значениями гидростатического и пластового давления (Аварийные ситуации в бурении на нефть и газ // Заливин В.Г., Вахромеев А.Г. - Учебное пособие. - М: Изд-во Инфра-Инженерия, 2018 - 508 с.). Соответственно методы борьбы с дифференциальными прихватами разделяются условно на две составляющие:

1. Регулирование и подбор оптимальных параметров бурового раствора.

2. Снижение разницы между значениями «текущего гидростатического», т.е. формирующего текущее забойное давление в скважине и «пластового» давления.

Для исключения возникновения возможных дифференциальных прихватов необходимо создание соответствующих барических условий в открытом стволе, то есть равновесия значений текущего забойного давления со значением пластового давления нефтяной залежи на уровне продуктивного пласта. Особенно важно для горизонтального ствола большой протяженности, который вскрывает продуктивный пласт-коллектор, способность при изменении текущего давления на уровне ГС выше значения пластового давления нефтяной залежи поглощать буровой раствор из скважины, формируя в открытом горизонтальном стволе протяженную область/зону устойчивого перетока - поглощения, фильтрации из скважины в пласт.

Технически поставленную задачу можно решить, включив между транспортировочной и обсадной колонной механизм, работающий по принципу дистанционно управляемого запорного клапана в компоновке испытателя пластов. Предварительно разместив в трубном пространстве расчетный объем буферной жидкости (бурового раствора), выполнить спуск компоновки в интервал башмака эксплуатационной колонны, далее открыть запорно-поворотный клапан, выровнять давление в скважине за счет перетока буферной жидкости из затрубного в трубное, где уровень заведомо ниже. Выравнивание уровней в трубном и затрубном пространствах в скважине обеспечит общий уровень столба жидкости, создаваемое которым давление сопоставимо с пластовым. Поэтому спуск потайной обсадной колонны (хвостовика) в интервале открытого горизонтального ствола большой протяженности уже будет происходить в условиях текущих забойных давлений, близких по величине к пластовому давлению нефтяной залежи.

Алгоритм формирования равновесных барических условий в открытом горизонтальном стволе по предлагаемому способу включает следующие этапы:

1. Спуск потайной обсадной колонны без обратного клапана в башмаке. Обратный клапан не устанавливается для возможности заполнения колонны обсадных труб промывочной жидкостью при спуске через башмак.

2. Соединение обсадной колонны с транспортировочной колонной с включением между ними узла, включающего запорный клапан. Далее при спуске запорный клапан закрыт, и его открытие будет выполнено один раз, обеспечивая выравнивание уровней между трубным и затрубным пространствами.

3. Спуск транспортировочной колонны ведут с расчетным доливом промывочной жидкостью, который на следующем этапе позволит при открытии запорного клапана создать статический уровень в скважине и обеспечит равновесного забойного давления с пластовым. В процессе спуска без долива под запорным клапаном формируется область повышенного давления промывочной жидкости.

4. Спуск обсадной колонны до башмака ОК 178 мм. На этот момент уровни в трубах и в затрубном пространстве разные: как указано в примере, уровень в затрубном на устье, в трубном - на глубине 2267 м (табл. 1), разница в уровнях составляет 2267 м.

5. При достижении башмака ОК-114 запорный клапан открывают, происходит переток из затрубного пространства в трубное, уровни приходят к единому (как указано в примере Н=497 м - см. табл. 1) в трубах и в затрубном пространстве. Текущее забойное давление уравновешивается с пластовым давлением, обеспечивая при этом гидродинамическое равновесие в системе «скважина - нефтяная залежь»,

6. Дальнейший спуск обсадной колонны в горизонтальный ствол большой протяженности ведут в условиях текущего забойного давления, близких к равновесию в системе «скважина-пласт-залежь». Объем металла транспортировочной колонны при спуске в скважину является незначительным, и вытеснение жидкости в процессе дальнейшего спуска потайной колонны по расчетам ведет к увеличению забойного давления в пределах не более чем 5% от пластового давления, что в гидродинамических условиях природных резервуаров нефти и газа Восточной Сибири не приведет к возникновению дифференциального прихвата.

ПРИМЕР

(на основе геологических и технических данных по одному из месторождений республики Саха-Якутия)

Рассмотрим горно-геологические условия и допустимые технологические диапазоны для выбранных условий (природный резервуар терригенного венда, ботуобинский песчаник, нефтяная залежь с аномально низким пластовым давлением (АНПД)).

Пластовое давление в нефтяной залежи 14,3 МПа.

Глубина наклонно-направленной скважины с горизонтальным окончанием 3900 м (вертикаль 1900 м). Ствол скважины до 600 м - вертикальный. Диаметр открытого ствола скважины 152,4 мм. В скважине находится буровой раствор плотностью 1040 кг/м³. Репрессия на пласт составляет 5,5 МПа или 38% от пластового давления нефтяной залежи.

Глубина спуска эксплуатационной колонны ОК 178 с толщиной стенки 9,2 мм - 3150 м.

Длина спускаемой потайной обсадной колонны - хвостовика ОК 114 мм с толщиной стенки 8,6 мм - 900 м. Остальное - транспортировочная колонна СБТ 89 (2).

Коэффициент аномальности в скважине с АНПД - 0,77. При этом бурение интервала производится на буровом растворе 1,04 г/см³ (1040 кг/м³).

Производят спуск хвостовика ОК-114 без обратного клапана. Обратный клапан не устанавливается для обеспечения возможности заполнения колонны обсадных труб буровым раствором при спуске через башмак. Над узлом соединения потайной обсадной колонны ОК-114 с транспортировочной колонной устанавливается узел с запорным клапаном (ЗК) (4), герметизирующий трубное пространство при спуске ОК-114 до башмака эксплуатационной колонны.

На фиг. 1 представлен пример спускаемой в скважину потайной обсадной колонны - хвостовика ОК 114 мм (5) на транспортировочной колонне СБТ 89 мм (2), с включенным между колоннами узлом соединения закрытым запорным клапаном (4). Долив транспортировочной колонны выполняется из расчета поддержания статического уровня бурового раствора в трубах на определенном расчетном уровне 2267 м (3) от устья скважины (табл. 1), при спуске происходит вытеснение бурового раствора из скважины - уровень затрубного пространства (1) будет равняться 0 м (устье).

На фиг. 2 происходит открытие запорного клапана (7) при положении башмака ОК 114 на глубине 3150 м, это приводит к сообщению трубного и затрубного пространства, при этом буровой раствор из затрубного пространства поступает в трубное, буровой раствор в скважине принимает расчетный статический уровень 497 м (6), при этом забойное давление в скважине снижается, и уравновешивается с пластовым давлением (14,3 МПа), формируя гидродинамическое равновесие в системе «скважина - нефтяной пласт-залежь», далее уже в условиях сформированного равновесия в интервале горизонтального ствола спуск потайной обсадной колонны продолжается до планового забоя. При дальнейшем спуске долив в транспортировочную колонну не производится.

Статический уровень в скважине будет незначительно расти за счет вытеснения бурового раствора объемом спускаемого металла (труб) в скважину. За 700 м спуска уровень жидкости поднимется на 86 м (1,54 м³). В свою очередь, данное избыточное давление 0,8-0,9 МПа не является существенным, и не может привести к возникновению дифференциального прихвата в процессе дальнейшего спуска обсадной колонны. Среднестатистический перепад давления при возникновении дифференциального прихвата для условий Восточной Сибири составляет 3-5 МПа.

Способ спуска потайной обсадной колонны в горизонтальный ствол большой протяженности в условиях возникновения дифференциального прихвата, включающий бурение горизонтального ствола скважины, спуск потайной обсадной колонны на транспортировочной колонне до башмака эксплуатационной колонны, формирование равновесия в системе «скважина - пласт» и дальнейший спуск потайной обсадной колонны в горизонтальном стволе «на равновесии», отличающийся тем, что между транспортировочной и обсадной колонной дополнительно устанавливают запорный клапан в закрытом положении, в процессе спуска труб в скважину производят долив транспортировочной колонны буровым раствором до расчетного статического уровня промывочной жидкости в трубном пространстве, далее продолжают спуск без долива до башмака эксплуатационной колонны, после чего спуск останавливают, открывают запорный клапан, чем обеспечивают выравнивание общего уровня в скважине, формируя при этом равновесие в системе «скважина - нефтяная залежь».