Ремонт скважин с аномально высокими давлениями

Аномальное пластовое давление (abnormal seam pressure)

Это давление, действующее на флюиды (воду, нефть, газ), содержащиеся в поровом пространстве породы, величина которого отличается от нормального

При сверхвысоком давлении все горные породы проницаемы.

Гидростатическое давление — давление столба пресной воды плотностью 103 кг/м 3 , по высоте равного глубине пласта в точке замера.

Различают пластовые давления:

• нормальные, близкие к условному гидростатическому давлению с градиентом 0,01 МПа/м (в диапазоне отношений Pпл/Pу.г. 0,90 — 1,10) ,
• аномальные, с коэффициентом аномальности более 1,10 и менее 0,90.

Пластовые давления, превышающие гидростатическое, называют аномально высокими (АВПД), меньше гидростатического — аномально низкими (АНПД).

Аномально пластовое давление существует в изолированных системах.

Генезис аномально пластового давления не до конца изучен.

Основными причинами образования аномально пластового давления считают:

• уплотнение глинистых пород,
• процессы осмоса,
• процессы катагенетического преобразования пород и содержащегося в них органического вещества,
• процессы тектогенеза,
• геотермические условия земных недр,
• температурный фактор, тк коэффициент теплового расширения флюидов, заключенных в изолированном объеме пород, значительно больше, чем у минеральных компонентов горных породах.

Аномально пластовые давления установлены бурением многочисленных скважин на суше и в акваториях при поиске, разведке и разработке нефтяных и газовых залежей в различных отложениях по геохронологической шкале в широком интервале глубин.

АВПД встречается чаще, особенно на глубинах более 4 км.

• превышение гидростатическое давление в интервале 1,3-1,8 раза, бывает 2,0- 2,2;
• обычно не достигают значений геостатического давления, оказываемого весом вышележащих пород, но в единичных случаях , вероятно, под влиянием дополнительных причин, были зафиксированы АВПД, равные или превышающие значения геостатического давления.

Наличие АВПД сказывается благоприятно для нефтегаза:

• повышает проницаемость горных пород — коллекторов,
• увеличивает время естественной эксплуатации нефтяных и газовых месторождений без применения вторичных методов,
• повышает удельные запасы газа и дебит скважин,
• является благоприятным в отношении сохранности скоплений углеводородов,
• свидетельствует о наличии в нефтегазоносных бассейнах изолированных участков и зон.

Источник

Глушение скважин с высокими фильтрационными свойствами продуктивного пласта в условиях аномально низкого пластового давления

В статье рассмотрены проблемы, связанные с отрицательным воздействием на пласт жидкостей глушения при ремонте и заканчивании скважин в условиях АНПД. Для их ре-шения предлагается универсальная технологическая жидкость на углеводородной основе плотностью до 1,2 г/см3 и термостабильностью до 120 о С с регулируемыми в широком диапазоне характеристиками. Рассматривается методика выбора жидкости глушения в зависимости от показателя ОП (отношение коэффициента продуктивности скважины после глушения к коэффициенту продуктивности скважины до глушения). Приведены технологические схемы и результаты использования жидкости при глушении газовых и газоконденсатных скважин Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения.

Поскольку в настоящее время большинство крупных месторождений отечественной нефтегазовой отрасли находится на поздней стадии разработки, проблема глушения скважин становится особенно актуальной. Первоочередной проблемой при этом являются осложнения связанные с поглощениями технологических жидкостей. Анализ горно-геологических условий эксплуатации скважин месторождений с аномально низким пла-стовым давлением (АНПД) показал, что применяемые в начальный период разработки ме-сторождения традиционные жидкости глушения такие как растворы хлористого кальция и натрия, гидрофобные эмульсии, иивертно-мицеллярные дисперсии и др. на поздней ста-дии эксплуатации, особенно в условиях АНПД, стали непригодными Это связано с отсут-ствием возможности снижения плотности и повышения вязкости данных растворов. Они в условиях АНПД способны ухудшить фильтрационные характеристики продуктивных пла-стов, что создает ряд трудноразрешимых проблем при проведении ремонтных работ и ос-воении скважин из-за поглощения растворов. В результате для восстановления притока после ремонта, как правило, требуется дополнительное воздействие на призабойную зону пласта, связанное с большими затратами средств и времени. В некоторых случаях глуше-ние скважин вышеперечисленными жидкостями становится невозможным, поскольку происходит их поглощение в сильно дренированном интервале зоны перфорации с после-дующим газопроявлением из менее дренированных интервалов.
Указанные проблемы особенно характерны для Уренгойского нефтегазоконденсат-ного месторождения. Промышленная разработка сеноманской залежи УНГКМ началась в конце 70-х годов.
В настоящее время ведется эксплуатация сеноманских и валанжинских отложений. Средняя газонасыщенная мощность по Уренгойской площади — 60,8 м. Породы-коллектора сеноманских залежей представлены песчаниками и алевролитами мелко- и среднезернистыми, слабосцементированными, рыхлыми, в различной степени глинисты-ми с редкими включениями карбонатных разностей. Фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов сеномана изменяются в широких пределах — проницаемость от единиц до 4 мкм2, пористость от 20 до 36 %. Начальное пластовое давление по сеноманской зале-жи достигало 122 кгс/см2. Текущее пластовое давление по сеноманским скважинам со-ставляет 30 — 40 кгс/см2, т.е. снизилось на 60-70%.
Вещественный состав пород-коллекторов валанжинского горизонта представлен мелкозернистыми песчаниками и алевролитами. Валанжинские отложения на Уренгой-ском НГКМ сложены коллекторами, которые имеют проницаемость от единиц до 300 мкм2, пористость от 13 до 18%. Текущее пластовое давление по сеноманским скважинам составляет 130 — 150 кгс/см2, т.е. снизилось на 60-70% на 50% и более.
По данным ООО «Уренгойгазпром» [1] на Уренгойском НГКМ методы глушения скважин и технологические параметры жидкостей подбирались без учета сохранения ес-тественной проницаемости коллектора . После глушения и консервации скважин в среде глинистого раствора и рассола хлористого кальция наблюдалось снижение дебитов газо-конденсатных скважин на 60-63%, и газовых скважин на 20%. На каждой третьей скважи-не проводилось повторное глушение из-за поглощений жидкостей глушения высокопро-ницаемыми (2 — 4Д) суперколлекторами. Объемы поглощаемой жидкости в 3-4 раза пре-вышали объемы скважин, что увеличило сроки освоения скважин до 4-20 суток. При этом по экстраполяционным кривым динамики восстановления продуктивности скважин выход на доремонтный режим составляет в среднем 218 суток. Использование в качестве жидко-сти глушения инвертных эмульсионных растворов на Уренгойском месторождении не да-ло положительного результата [2].
Глушение скважин требует предварительного выбора жидкости глушения и обос-нования ее технологических свойств. Предлагаемая [3] методика выбора жидкости для глушения скважины базируется на принципе достижения максимально возможного значе-ния ОП в каждом конкретном случае. Под величиной ОП понимается отношение коэффи-циента продуктивности скважины после глушения к коэффициенту продуктивности сква-жины до глушения.
Влияние жидкости глушения количественно оценивается по величине скин-эффекта S, который вычисляется по формуле Ван-Эвердингена и зависит от радиуса про-никновения жидкости глушения в пласт и коэффициента восстановления проницаемости пласта. Формулы для определения ОП и S, как известно, имеют вид:

где A=Ln(R_k-R_c); S — скин-эффект, обусловленный действием жидкости глу-шения; R’=R_O’/R_n’. Rс, Rк — радиус скважины и радиус контура питания скважины, соответственно; R_C, R_K — относительный радиус проникновения жидкости глушения в пласт; B — коэффициент восстановления проницаемости пласта.
Величину скин-эффекта нужно ограничить так, чтобы при любом А величина ОП определялась с достаточной степенью точности. Для этого представим S = aА, где a — коэффициент, зависящий от ОП. Так, например, если при А = 6,9 (соответствует Rк=1000м, Rс=0,11м) необходимо получить ОП = 0,95, то значение S должно быть не более 0,37, если — ОП = 0,8, то S 1,73. Используя это ограничение и формулу (2), получим следующее условие для определения минимально допустимого относительного радиуса проникновения жидкости глушения:

которое позволяет связать показатель качества ОП с основными параметрами, ха-рактеризующими воздействие жидкости на пласт.
На рис.1 приведена зависимость от при фиксированных значениях ОП, рас-считанная при А=6,9, анализируя которую, можно сделать следующие выводы.

Величина ОП = 0,95 достигается либо при очень малых значениях R’ ( 2, но в этом случае коэффициент восста-новления проницаемости должен быть очень высоким ( B > 0,7).
Записав иначе неравенство (3), получим следующее условие для определения ми-нимально допустимого значения В при заданном R’:

Для расчета радиуса проникновения жидкости глушения в пористый пласт можно использовать следующую формулу:

dP — репрессия на пласт, МПа; k — проницаемость пласта, мкм 2 ; m — пористость пласта; M — вязкость жидкости глушения, мПа с; X — пьезопроводность пласта, м 2 /с; Т — время воздействия жидкости глушения, сут; So- скин-эффект до глушения.
Величина So может быть определена по результатам ГДИ или рассчитана каким-либо известным способом [4,5]; если при глушения используются жидкости с ярко выра-женными коркообразующими свойствами, то можно считать So = 10 4 .
Предположим, что R’ известно. Тогда вычислим объем жидкости, ушедшей в пласт, и ограничив его некоторой допустимой величиной Vо, получим условие для подбо-ра вязкости жидкости глушения:

На рис. 2 показано расчетное значение требуемой эффективной вязкости жидкости для глушения скважин в зависимости от репрессии на продуктивный пласт и значения скин-фактора. Расчеты выполнены для следующих условий: k=2Д, m=0,25, h=30м, Т=0,5 сут, Vo 3 , что соответствует статическому уровню жидкости в скважине не более 100м, при диаметре эксплуатационной колонны 168мм.

Как видно из рисунка, глушение скважин при репрессии от 2МПа с скин-фактором S=10-50 обусловленным несовершенством вскрытия из-за наличия перфорированной ко-лонны, фильтра и т.д. не возможно с применением традиционных растворов. Требуется раствор с эффективной вязкостью в пластовых условиях от 2000 до 7000 мПа с. Поэтому, в первую очередь необходимо сформировать непроницаемую и легко удаляемую впослед-ствии при освоении зону с значением скин-фактора около 10000, применения специаль-ных блокирующих составов. В этом случае процесс глушения скважины с АНПД можно разбить на два этапа. На первом этапе глушение ведется с применением блокирующей жидкости, в процессе которого формируется эффективный экран, который препятствует проникновению основной жидкости глушения. И только после этого, на втором этапе возможно применение традиционных жидкостей глушения с эффективной вязкостью 10-30 мПа*с.
При участии специалистов ОАО «НПО «БУРЕНИЕ» с использованием универсальной технологической жидкости VIP (УТЖ VIP) успешно проведены работы по глушению скважин Уренгойского НГКМ. Система УТЖ VIP представляет собой псевдо-пластичную, практически не фильтрующуюся в пластовых условиях жидкость гелеобраз-ного вида, основой которой является нефть или газовый конденсат. Основные характери-стики системы УТЖ VIP представлены в таблице.

Основным отличием универсальной технологической жидкости VIP от применяе-мых в настоящее время эмульсий, рассолов, жидкостей глушения на полисахаридной ос-нове и других технологических жидкостей является обеспечение высокого блокирующего эффекта, образованного углеводородной жидкостью, за счет значительного увеличения эффективной вязкости в забойных условиях (до 3200мПа с) (рис.3), что обеспечивает практически отсутствие фильтрации и полное сохранение коллекторских свойств продук-тивного пласта вне зависимости от геолого-технических условий в скважине, в том числе при АНПД и высокой проницаемости пласта.

Глушение скважин производилось последовательной закачкой в НКТ при открытой затрубной задвижке раствора хлористого кальция или сеноманской воды в объеме затруб-ного пространства, далее производилась закачка в НКТ 8-10 м3 универсальной технологи-ческой жидкости VIP с частичной продавкой в пласт, продавка осуществлялась основной ЖГ (рис.4). После этого скважину закрывали на 12 ч для определения статического уровня.
Через 12 часов после проведения работ по глушению скважин и стравливания газовой шапки получены следующие результаты: Ртр.= 0 кгс/см2; Рзт.= 0 кгс/см2, уровень жидкости в стволе скважины составлял не более 100 м. Следует отметить, что репрессия на пласт в воланжинских скважинах достигает 140-180 атм, а в сеноманских 80-95 атм. При этом радиус фильтрации жидкости не превышал значение: по газоконденсатным скважинам 0,20-0,22м, по газовым скважинам 0,11-0,18м, что соответствует рассчитанному по формуле (1) значению ОП: 0,9-0,95 по газоконденсатным скважинам и 0,93-0,98 по газо-вым скважинам.

Применение раствора УТЖ VIP на сеноманских и волонжинских скважинах Урен-гойского НГКМ обеспечило надежную блокировку ПЗП при глушении скважин достаточ-ную для безопасной работы бригады КРС, а также выполнения таких технологических операций, как: восстановление забоя скважины; разбуривание цементного моста; фрезеро-вание постороннего предмета и др. Отмечается снижение объемов поглощаемой жидкости и времени ремонта скважин.
Таким образом применение состава УТЖ VIP позволяет:
— выполнять работы по глушению скважин с АНПД с применением традиционных жидкостей;
— исключить повторное глушение и связанные с ним дополнительные затраты;
— сохранить производительность скважин на доремонтном уровне.

Источник

Аномальные зоны: ликвидация осложнений. Вскрытие и бурение зон с высоким и низким пластовым давлением

Описаны специфика и сложности вскрытия и бурения зон с аномально высоким и низким пластовым давлением. Проведен анализ возможных осложнений при сооружении и экс-плуатации скважин в данных условиях. Даны рекомендации позволяющие снизить риски возникновения внештатных ситуаций при проведении буровых и эксплуатационных ра-бот в зонах с аномально высоким и низким пластовым давлением.

Как известно, при нормальных условиях пластовое давление в каждой точке залежи нефти и газа равно гидростатическому давлению, замеренному на уровне ВНК, плюс избыточное давление. В природных условиях существует много залежей, особенно на больших глубинах, имеющих пластовое давление, значительно превосходящее расчетное гидростатическое [1]. Возникновение аномально высокого пластового давления объясняется следующими причинами:

1. Передачей части горного давления на залежь. Если скелет породы слабый, то часть горного давления передается на жидкость или газ, находящиеся в ее порах. К таким породам со слабым скелетом, в частности, относятся глины. Поэтому в изолированных линзовидных, карманообразных резервуарах, находящихся внутри глинистых толщ, возникают аномальные давления, превышающие нормальное гидростатическое давление.

2. Кратковременное повышение пластового давления возникает при землетрясениях или сдвигах земной коры. Многочисленные наблюдения показывают, что в сейсмически активных областях перед землетрясением повышаются дебиты нефти в скважинах.

3. Тектонические движения по разломам. В приподнятом блоке залежи, разорванной разломами, в течении длительного времени, будет сохраняться прежнее высокое пластовое давление, характерное до ее вздымания.

4. Вторичное увеличение объема залежи в зонах высоких температур. В зонах больших глубин и высоких температур сложные углеводородные соединения с длинными цепями разрушаются с образованием большого количества простых молекул. Увеличение числа молекул приводит к увеличению объема. Увеличение объема залежи приводит к возрастанию давления внутри замкнутого резервуара. По этой причине в газоконденсатных залежах, образующихся за счет разрушения газонефтяной залежи, часто наблюдается аномально высокое пластовое давление.

5. Вторичное сокращение объема пор в коллекторах при кристаллизации цемента в законтурных частях резервуара. Залежь при этом приобретает замкнутый или полузамкнутый характер.

Таким образом, аномально высокое пластовое давление может возникать под действием разных причин, но главными из них являются замкнутая линзовидная форма резервуара и ее запечатанность со всех сторон непроницаемыми породами [2].

Все аномально высокие пластовые давления фиксируются только в непрочных коллекторах (глины, соль), в то время как в крепких телах, обладающих более жестким и прочным скелетом, аномально высокое пластовое давление практически нигде не зафиксированы [3].

В недрах Земли существуют также залежи, имеющие аномально низкое пластовое давление. Его появление может быть обусловлено вторичным увеличением объема резервуара ввиду возникновения вторичной трещиноватости. Пониженные давления возникают и при повторном опускании залежей. При этом восстановление нового пластового давления происходит не сразу, и в течении длительного геологического времени в залежи будет сохранятся низкое пластовое давление, существовавшее до ее опускания. Теоретическим обоснованием смены с глубиной нефтяных залежей газоконденсатными и газовыми явились по критериям определения границ существования жидких углеводородов. Согласно мнению отдельных исследователей, зона исчезновения нефтяных залежей располагается под изотермической поверхностью 200 0 С, залегающей в зависимости от градиентов на глубинах от 2,8 до 9,5 км.

На природу возникновения аномально высокого пластового давления существует две гипотезы: экзогенная и эндогенная. Экзогенная включает в себя явления уплотнения, катагенетических преобразований, пород, осмоса, теплового воздействия на залежь и др. Эндогенная гипотеза объединяет явления тектогинеза, внедрения флюидов из подкорковых глубин. Эндогенная гипотеза наиболее предпочтительна, так как рассматривает больше аспектов, которые могут являться причиной аномально высокого пластового давления.

Месторождения с аномально высокими пластовыми давлениями широко распространены во всем мире: Новая Гвинея, Ява, Бирма, Пакистан, Афганистан, Иран, Румыния, Алжир, Колумбия, Перу, США, Россия, Туркмения, Украина, Казахстан, Азербайджан.

Наряду с аномально высокими пластовыми давлениями встречаются, так называемые сверхдавления. Это давления равные горному и выше. В Пакистане на месторождении Кхаур на глубине 1800 м коэффициент аномальности составляет 2,3 и более. В США (район Миссисипи) на глубине 6096 м встречен пласт с давлением 1928 кг/см 2 , т. е. коэффициент аномальности равен 3,1. При бурении самой глубокой скважины в США «Берта Роджерс» на глубине 9583 м вскрыт пласт «арбакал» с давлением 1690 кг/см 2 . Произошел выброс расплавленной серы, скважина была ликвидирована [2].

Прогнозирование и количественное определение зон аномально высокого пластового давления в процессе бурения необходимо для безаварийной проводки скважин в глубокозалегающих мощных глинистых толщах [3]. Решение этой задачи входит в обязательный комплекс геолого-технологических исследований. Для выделения зон с аномально высоким пластовым давлением используются как технологические параметры, так и данные геолого-геофизических исследований разрезов скважин.

Существуют три группы метода прогноза аномально высокого пластового давления:

методы прогноза давлений до начала бурения скважин — осуществляется по данным плевой разведочной геофизики (сейсморазведки, гравиаразведки, электроразвеки, магниторазведки), по геологической аналогии [4].

методы оценки пластовых давлений в процессе бурения скважин — осуществляется как при остановках углубления, так и без остановок углубления (по данным гефизических исследований в скважинах, по данным о гидродинамическом взаимодействии пласта с промывочной жидкостью, по технологическим данным бурения [5,6], по петрофизческим данным).

методы оценки пластовых давлений после завершения процесса бурения — до спуска эксплуатационной колонны (по данным испытания объектов испытателями пластов). После спуска эксплуатационной колонны (по результатам освоения скважин)

Оперативным методом прогноза пластовых давлений без остановки бурения является метод d-экспоненты и метод σ-каротажа [4]. Эти методы основаны на математической зависимости геометрии долота [7], показателей работы долота и режима бурения [8].

Обеспечить исправное состояние бурильных труб, противовыбросового и бурового оборудования. При возникновении проявления, принять меры к герметизации устья. После закрытия превенторов при газонефтеводопроявлениях необходимо установить наблюдение за возможным возникновением грифонов вокруг скважины и пропусков (жидкости, газа) в соединениях и узлах противовыбросового оборудования.

Для предупреждения газонефтеводопроявлений и обвалов стенок скважины в процессе подъема колонны бурильных труб следует производить контролируемый долив и контролировать объем вытесненного бурового раствора. Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня раствора в скважине близким к ее устью. Предельно допустимое понижение уровня раствора устанавливается проектом с учетом допусков установленных правилами. Свойства бурового раствора, доливаемого в скважину, не должны отличаться от находящегося в ней.

Объемы вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого раствора при их подъеме должны контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла труб бурильной колонны. При разнице между объемом доливаемого бурового раствора и объемом металла поднятых труб более 0,5 м 3 подъем должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные документацией по действию вахты при прямых и косвенных признаках начала и развития газонефтеводопроявлений.

Перед и после вскрытия пластов с аномально высоким давлением, при возобновлении промывки скважины после спускоподъемных операций, геофизических исследований, ремонтных работ и простоев начинать контроль плотности, вязкости, газосодержания бурового раствора следует сразу после восстановления циркуляции.

При вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем углублении скважины (до спуска очередной обсадной колонны) должен проводиться контроль бурового раствора на газонасыщенность.

Запрещается производить подъем бурильной колонны до выравнивания свойств бурового раствора по всему циклу циркуляции.

При бурении в продуктивном газовом пласте механическая скорость должна ограничиваться до значений, при которых обеспечивается дегазация бурового раствора [4].

Если объемное содержание газа в буровом растворе превышает фоновое на 5%, то должны приниматься меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом (работа пласта, поступление газа с выбуренной породой, вспенивание и т.д.) и их устранению.

Таким образом, вскрытие и бурение зон с аномально высоким и низким пластовым давлением обладают своей спецификой и связано с определенными сложностями. Однако, соблюдение описанных выше рекомендаций позволит существенно снизить риски возникновения внештатных ситуаций при проведении буровых и эксплуатационных работ в зонах с аномально высоким и низким пластовым давлением [9], и как следствие повысить безопасность персонала, а также снизить сроки и стоимость строительства скважин.

Мищевич В.И., Сидоров Н.А. Справочник инженера по бурению. В 2-х томах. Изд.: Недра. 1973.

Новиков А.С., Сериков Д.Ю., Гаффанов Р.Ф. Бурение нефтяных и газовых скважин.- М.: Нефть и газ, 2017. – 307 с.

Сериков Д.Ю., Гинзбург Э.С. Повышение эффективности разрушения средних и твердых пород за счет использования косозубого вооружения шарошек // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2015. — №4. — С. 18-22.

Новиков В.С., Новиков А.С. Укрощение огня. — М.: Полиграф-защита, 2010. – 216 с.

Сериков Д.Ю. Повышение эффективности шарошечного бурового инструмента с косозубым вооружением: Автореф. дис. …докт. техн. наук. – Ухта, 2018.

Богомолов Р.М., Сериков Д.Ю. Виброгаситель-калибратор // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2018. — №3. — С. 39-43.

Спиридонов С.В., Сериков Д.Ю. Методика определения геометрических параметров вооружения бурового инструмента на основе математического моделирования // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2014. — №6. — С. 29-33.

Васильев А.А., Сериков Д.Ю., Близнюков В.Ю. Совершенствование буровых долот различных типов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2019. — №6. — С. 28-31.

Егоров Н.Г. Бурение скважин в сложных геологических условиях. – Тула: ИПП «Гриф и К», 2006. – 301 с.

Keywords: abnormally high and low formation pressure, excavation of wells, the depth of rocks, the column is operational

Источник