ТЕХНОЛОГИЯ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ С АНОМАЛЬНО ВЫСОКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ГЕРМЕТИЗИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ ЦИРКУЛЯЦИИ

По мере увеличения глубин скважин, все чаще встречаются пластовые давления, превышающие гидростатические. Такие давления получили название аномально высокие. Аномально высокие пластовые давления (АВПД) известны в литературе с середины 1930-х годов, хотя их проявление в виде многочисленных выбросов и мощных фонтанов нефти, газа, воды отмечались значительно раньше [2]. Они установлены во всех нефтегазоносных районах мира, где проводилось или проводится глубокое бурение, причем, количество обнаруживаемых скоплений с АВПД увеличивается с ростом глубин скважин. В связи с этим аномально высоким пластовым давлениям в России и за рубежом уделяется все больше внимания, но, несмотря на это, до сих пор взгляды исследователей на природу их образования далеки от единства.

Состояние призабойной зоны скважины в период заканчивания скважин во многом определяет эффективность разработки нефтяных и газовых месторождений. При вскрытии и разбуривании продуктивного пласта нужно уделять особое внимание технологическим приемам, которые снижают негативные воздействия технологических процессов на продуктивный пласт. Чтобы избежать возможных проявлений, вскрытие продуктивного пласта с аномально высоким пластовым давлением проводят утяжеленным буровым раствором, в который добавляется утяжелитель (барит, галенит, гематит, магнетит), что зачастую приводит к загрязнению пласта и проникновению фильтрата и тяжелых частиц в пласт. Согласно Правилам безопасности в нефтяной и газовой отрасли, столб бурового раствора в скважине должен создавать давление, превышающее пластовое на величину от 5 % до 10 % в зависимости от глубины.

Однако в реальных условиях давление, оказываемое на продуктивный пласт, существенно больше из-за переутяжеления бурового раствора, движения вниз бурового инструмента, а так же из-за гидравлических сопротивлений при движении раствора в кольцевом пространстве. Чтобы максимально сохранить природное состояние коллектора, продуктивный пласт желательно вскрывать в условиях равновесия или на депрессии. Однако, отсутствие технических средств, для обеспечения надежной проводки скважины на равновесии или в режиме депрессии, вынуждают осуществлять вскрытие пласта в условиях репрессии. От репрессии на пласт зависят остальные процессы взаимодействия пласта с буровым раствором. Так же она может стать причиной изменения естественной трещиноватости и влияет на деформацию пород в прискважинной зоне продуктивного горизонта. Очевидно, что репрессия отрицательно влияет на коллекторские свойства продуктивного пласта, из-за чего увеличивается время освоения скважин, их производительность уменьшается, снижается коэффициент нефтеоотдачи.

Самым действенным и реальным мероприятием, позволяющим существенно улучшить качество вскрытия пластов в процессе бурения и испытания скважин, в настоящее время является ограничение (или регулирование) перепада давления на продуктивные пласты [4]. Величина перепада давления в системе скважина-пласты решающим образом влияет на объем фильтрата бурового раствора, вытесняющегося в пласты, на степень закупорки их твердой фазой раствора, шламом и, следовательно, на сохранение естественной проницаемости продуктивных отложений. Идеальным в этом плане представляется бурение без репрессий в условиях гидростатического равновесия или дефицита давления в скважине, то есть в условиях, когда давление рабочего агента меньше или равно пластовому. Такого положения можно достичь, при бурении с промывкой забоя пенами, аэрированными жидкостями, сжиженными газами, или с продувкой воздухом или газом. Однако, для этого необходимо, с одной стороны, точно знать величины пластовых давлений, что не всегда возможно. С другой стороны, бурение на грани выброса предполагает наличие безотказного и быстродействующего противовыбросового оборудования для регулирования противодавления на пласты и высококвалифицированного контроля. Обзор научно-технической литературы показывает, что на сегодняшний день такое оборудование в промышленном масштабе не изготовляется. Поэтому, несмотря на бесспорные преимущества (многократное увеличение механической скорости бурения, уменьшение поглощений и прихватов инструмента, сохранение естественных коллекторских свойств пород и др.), бурение с дефицитом давления, или гидростатическим равновесием в скважине пока осуществляется в опытном порядке, причем в условиях нормальных пластовых давлений или в истощенных пластах.

По результатам лабораторной оценки влияния гидродинамического поля на процессы фильтрации, проведенной на керновом материале, показано, что при гидродинамических воздействиях, образование кольматационной корки ускоряется в 100 и более раз. В результате воздействия скорость фильтрации через 15 - 20 секунд становится близкой к нулю, а степень кольматации достигает 95 - 96 %. Объем фильтрата, проникающего в керновой материал, снижается в десятки раз. Оценка эффективности применяемой технологии проводилась по значению удельной продуктивности пласта, увеличение которой составило почти 4 раза. Однако следует отметить [4], что, до настоящего времени отсутствуют исследования, позволяющие оперативно оценить влияние скорости фильтрации в продуктивный пласт в зависимости от типа коллектора, его коллекторских свойств, частоты и интенсивности воздействия при формировании кольматационного экрана непосредственно в процессе механического углубления ствола скважины, что не позволяет осуществлять оперативное управление кольматационным процессом первичного вскрытия пласта [1].

Американские исследователи [4] полагают, что существуют следующие основные виды загрязнения пласта:

1) реакция глин, содержащихся в нем, с водой, поступающей из бурового раствора, с последующим набуханием глин;

2) кольматация пор пласта твердыми частицами глинистого раствора.

Очевидно, это только часть факторов, которые определяют падение проницаемости призабойной зоны пласта. Если принять к сведению, что на площади образца из обычного песчаника, равной 6,5 см², находится до 3000 пор, которые в известной степени определяют проницаемость [4], то становится понятным, насколько чувствительна эта поверхность к загрязнению.

В СевКавНИПИгазе была разработана технология вскрытия продуктивного пласта на равновесии методом регулирования дифференциального давления в условиях герметизированной системы циркуляции (ГСЦ), что позволяет плавно регулировать давление промывочного агента в системе и применять различные методы бурения:

1. Бурение на равновесии

2. Бурение с избыточным давлением – проведение полного цикла буровых работ

3. Бурение с использованием двух растворов, когда Р_з = Р_пл имеет место только при бурении, а спускоподъемные операции осуществляются после замены раствора в скважине на более тяжелый с целью компенсации пониженного забойного давления за счет эффекта поршневания, а также предотвращение проявлений, облегчения бурового агента в период, когда компоновка низа бурильной колонны находится не на забое скважины.

4. Бурение при депрессии на пласт

Буровые работы при данной технологии производятся с применением комплекса герметизирующих устройств на устье скважины, так как по утверждению авторов этой технологии [2], успешность бурения скважин полностью зависит от возможности раннего обнаружения проявления и методов плавного глушения начавшегося проявления. Значительное увеличение механической скорости бурения и уменьшение общей стоимости строительства скважины способствовало широкому распространению данной технологии за рубежом, где базируется на наличии надежного противовыбросового оборудования. Проанализировав результаты исследований режимов бурения при регулировании дифференциального давления в системе «скважина-пласт» и обработки фактических данных мной были сделаны выводы: применение метода бурения скважины при сбалансированном давлении на пласт в условиях аномально высоких пластовых давлений, основывающегося на оперативном определении параметров пластов, позволяет резко повысить технико-экономические показатели проводки глубоких скважин.

Исходя из условий максимального сохранения природного состояния коллектора, наиболее перспективным технико-технологическим решением, обеспечивающим вскрытие пластов в условиях АВПД является бурение на равновесии или управляемом дифференциальном давлении с использованием оперативной информации, поступающей с забоя скважины.

Дальнейшим путём развития, на мой взгляд, является разработка методов и технологий отбора проб промывочной жидкости, выходящей из затрубного пространства скважины.

Данный способ вскрытия продуктивных пластов с контролируемым забойным давлением позволит вызвать контролируемое проявление пластового флюида на забой скважины, вымыть его на дневную поверхность с целью установления природы флюида (вода, нефть, газ) и определить значение пластового давления. Для этого после поступления сигнала об установлении сообщения с пластом (повышение давления в наземной части системы циркуляции) открыть выкидную линию на блоке очистки промывочной жидкости и допустить на забой приток пластового флюидастрого заданного объема. Затем восстановить циркуляцию и вымыть пластовый флюид на дневную поверхность.

При этом закономерность изменения давления в емкости авторегулирования определяют исходя из условий pVT газовой пачки, движущейся по стволу скважины, и буферного газа в емкости авторегулирования соответственно по формулам:

;                                                    (1)

,                                                     (2)

где , , ,  – соответственно давление, объем, температура и коэффициент сжимаемости газа в забойных условиях; , ,  - соответственно давление, температура и коэффициент сжимаемости газа на текущей глубине скважины l, , , ,  - соответственно давление, объем, температура и коэффициент сжимаемости буферного газа в емкости авторегулирования,когда газовая пачка находится на забое скважины;, ,  - соответственно давление, температура и коэффициент сжимаемости буферного газа в емкости авторегулирования, когда газовая пачка находится на текущей глубине l.

Данная технология обладает рядом преимуществ перед технологией бурения, осуществляемой в условиях бурения на репрессии. К таким преимуществам следует отнести [1, 3]:

1) получение однозначного ответа о наличии продуктивных пластов во вскрываемом разрезе непосредственно в процессе бурения скважины;

2) сохранение естественной проницаемости ПЗП, сокращение сроков освоения и получение дополнительной добычи газа или нефти;

3) повышение механической, коммерческой и технической скоростей бурения;

4) экономию энергии и материалов на приготовление и обработку бурового агента и удовлетворение требованиям экологической безопасности.

В связи с возросшими в настоящее время требованиями к качеству заканчивания скважин, проблема сохранения естественной проницаемости продуктивных пластов при их вскрытии является очень актуальной и требует разработки и скорейшего внедрения на буровых и газодобывающих предприятиях новых технических решений.

Cписок литературы:

1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Учеб. для вузов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. — 679 с.
2. Карнаухов М.Л. Справочник по испытанию скважин / М.Л. Карнаухов, Н.Ф. Рязанцев. - М., Недра, 1984. - c.154-162
3. Крылов В.И. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. /А.И.Булатов, Л.Б.Измайлов, В.И.Крылов и др. - М.: Недра, 1981. - 240 с.
4. Мавлютов М.Р., Поляков В.Н., Кузнецов Ю.С. и др. Управляемая кольматация призабойной зоны пластов при бурении и заканчивании скважин. Нефтяное хоз-во, 2014, № 6, с. 7 – 10