Повышение эффективности буровых работ в условиях аномальных давлений и сохранение естественной проницаемости продуктивных пластов : На примере Ковыктинского газоконденсатного месторождения Казаков, Владимир Александрович

Содержание к диссертации

Введение

ГЛАВА 1. Анализ состояния бурения и цементирования в хемогенных отложениях и вскрытие продуктивных пластов в условиях аномальных давлений

1.1. Общая характеристика Ковыктинского газоконденсатного месторождения

1.2. Анализ рецептур буровых растворов при бурении солевого структурного комплекса Ковыктинского ГКМ

1.3. Промывочные жидкости, применяемые при бурении солевого структурного комплекса Ковыктинского ГКМ

1.4. Анализ рецептур буровых растворов для вскрытия подсолевых продуктивных пластов

1.5. Промывочные жидкости для бурения подсолевого (продуктивного) структурного комплекса Ковыктинского ГКМ

1.6. Технология получения утяжелённых тампонажних систем на солевых растворах

1.7. Опыт цементирования скважин в магнезиальных солях и пути совершенствования тампонажных составов

1.8. Анализ сведений об осложнениях и применяемых тампонажных материалах при креплении скважин на месторождениях с наличием солевых отложений (на примере Западного Узбекистана)...

1.9. Способы приготовления тампонажных растворов 46

1.10. Цель и задачи исследования 49

ГЛАВА 2. Разработка составов буровых растворов для бурения солевого и подсолевого структурных комплексов ковыктинского ГКМ

2.1 Разработка буровых растворов для бурения солевого структурного комплекса Ковыктинского ГКМ

2.2. Вскрытие рапоносных горизонтов в условиях рапопроявления и АВПД на Ковыктинском ГКМ

2.3. Разработка буровых растворов и технологии бурения подсолевого структурного комплекса и вскрытия продуктивных горизонтов в условиях АНПД

2.4. Исследования по определению сохранения естественной проницаемости продуктивных пластов з

2.5. Оптимизация промывки скважин при бурении солевого и подсолевого комплекса на Ковыктинском ГКМ

2.6. Оптимизация промывки скважин при бурении продуктивного пласта подсолевого комплекса на Ковыктинском ГКМ

2.7. Основные выводы 81

ГЛАВА 3. Тампонажные растворы для цементирования рапоносных горизонтов с аномально-высокими пластовыми давлениями

3.1. Адсорбция СП на моно-и полиминеральных цементах 84

3.2 Влияние СП на кинетику гидратации и твердения. Фазовый состав и формирование структуры моно- и полиминерального цемента

3.3. Влияние комплексных химических добавок на поровую структуру цементного камня

3.4. Разработка утяжеленного тампонажного раствора для КовыктинскогоГКМ

3.5. Выбор способов приготовления высококачественных тампонажных растворов и технических средств для их применения

3.6. Гидравлическая программа цементирования обсадных колонн 139

3.7. Общие выводы 143

ГЛАВА 4. Результаты опытно-промышленных испытаний 146

4.1. Опытно-промышленные испытания на скв. №1021 Ковыктинского 147 ГКМ

4.2. Опытно-промышленные испытания на скв. №1071 Ковыктинского 148 ГКМ

4.3. Опытно-промышленные испытания на скв. №65 Ковыктинского ГКМ ОСНОВНЫЕ Выводы и рекомендации 152

Литература

• Анализ рецептур буровых растворов при бурении солевого структурного комплекса Ковыктинского ГКМ
• Анализ сведений об осложнениях и применяемых тампонажных материалах при креплении скважин на месторождениях с наличием солевых отложений (на примере Западного Узбекистана)...
• Вскрытие рапоносных горизонтов в условиях рапопроявления и АВПД на Ковыктинском ГКМ
• Влияние комплексных химических добавок на поровую структуру цементного камня

Введение к работе

Актуальность проблемы. Освоение нефтяных и газовых месторождений в Восточной Сибири представляет важную народно-хозяйственную задачу. Эффективность геолого-поискового и эксплуатационного бурения в значительной степени зависит от качества вскрытия продуктивных пластов и технико-экономических показателей проводки скважины.

Серьезным тормозом в освоении подобных месторождений является ряд проблем при строительстве скважин в солевых отложениях. Проводка скважины в соленых толщах сопряжена с большими трудностями. Изменение диаметра скважины приводит к осложнениям и авариям - образованию каверн и уступов. К засолено-глинистьш и другим породам сцементированным солью, приурочены обвалообразования.

Применение тривиальных соленасыщенных растворов не исключает казернообразования в интервале отложения солей из-за их растворения вследствие температурного градиента забой - устье. В интервале соленосных отложений возможно также наличие рапопроявляющих горизонтов с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД), близкими к геостатическому.

Все эти осложнения являются факторами, снижающими скорость бурения. Кроме того, с началом эксплуатационного бурения наклонно-направленными и горизонтальными скважинами накопленные технические решения оказались неприемлемыми в этих условиях. Плохая очистка скважины, избыточный крутящий момент, зашламление ствола, прихваты, потеря циркуляции, кольматация приствольной зоны и другие проблемы, как правило, являются следствием несоответствия бурового раствора условиям бурения сильно искривленных скважин.

Поэтому одной из актуальных проблем является разработка и внедрение буровых растворов, обеспечивающих высокие технико-экономические показатели бурения, сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов и оказывающих минимальное негативное воздействие на окружающую среду.

Для повышения эффективности буровых работ в условиях вскрытия хемогенных отложений большой мощности, характеризующихся АВПД и возможностью рапопроявлений требуется разработка бурового раствора обладающего большой плотностью, близкой к средней плотности горных пород, высокими смазочными свойствами, устойчивостью к поливалентной агрессии, способностью предотвращать растворение солей за счет температурного градиента забой - устье.

Для подсолевого (продуктивного) комплекса требуется разработка буровых растворов малой плотности, позволяющих вести бурение без поглощений, обладающих высокими смазочными свойствами и обеспечивающих сохранение первоначальной проницаемости продуктивного пласта.

Вопросам обеспечения надежности разобщения пластов уделяется большое внимание, постоянно совершенствуется техника и технология крепления, разрабатываются и модифицируются тампонажные растворы. Особенности крепления скважин в солевых отложениях требуют качественного разобщения терригенного и хемогенного комплексов, предотвращение растворения солей в контакте с цементом, предотвращения образования каналов по которым возможно движение флюида, крепление сверхтяжелыми тампонажными растворами.

Ковыктинское газоконденсатное месторождение (КГКМ), расположенное в Иркутской области, характеризуется высокодебитным по газу продуктивным Парфёновским горизонтом залегающим на глубине более 3100 м под мощными галогеновыми отложениями.

Перспективным направлением снижения отрицательного воздействия на пласт является применение полисахаридных ингибирующих буровых растворов с низкими значениями межфазного натяжения на границе "фильтрат бурового раствора - углеводород" и тампонажных материалов с минимальной фильтатоотдачей.

Однако применение названных растворов в условиях бурения и цементирования солевого и подсолевого комплексов не достаточно изучено и сдерживается, из-за отсутствия высокоэффективных химреагентов и современных технологий, обеспечивающих качественное бурение и цементирование солевых горизонтов и вскрытие продуктивных пластов. В связи с этим совершенствование и разработка технико-технологических средств при бурении, креплении скважин в хемогенных отложениях с рапопроявлениями в условиях АВПД и вскрытия продуктивных газонасыщенных горизонтов с сохранением естественной проницаемости продуктивных пластов в условиях АНПД - задача весьма актуальная.

Решение этой актуальной проблемы определило цель настоящей работы и задачи исследования.

Цель работы. Повышение эффективности и качества строительства скважин, сохранение естественной проницаемости продуктивных пластов путем разработки и исследований технологий и технических средств промывки и крепления скважин в условиях аномальных давлений на примере Ковыктинского газоконденсатного месторождения.

Основные задачи исследований

1. Аналитическая оценка геолого-промысловых условий строительства скважин на Ковыктинском ГКМ и анализ существующих технологий и технических средств, применяемых при строительстве скважин с

солевыми горизонтами и ралопроявлениями в условиях АВПД и вскрытия продуктивных пластов в условиях АНПД.

1. Разработка рецептур соленасыщенных сверхтяжелых буровых растворов для бурения солевых горизонтов с возможностью рапопрояв-ления в условиях АВПД с применением новых химреагентов и материалов.

2. Разработка и оптимизация рецептуры ингибирующих буровых растворов для качественного вскрытия в условиях АНПД продуктивных горизонтов Ковыктинского ГКМ.

3. Экспериментальные и теоретические исследования разработки тяжелых и сверхтяжелых тампонажных засоленных растворов, применяемых при вскрытии и разобщении пластов нефтяных и газовых скважин.

4. Усовершенствование технологических решений и технологических средств цементирования скважин.

5. Промышленное внедрение результатов исследований.

Научная новизна

1. Впервые разработаны соленасыщенные свехутяжеленные полимер-эмульсионные глинистые буровые растворы на основе сочетания полисахаридов сульфацелл и крахмал, эмульсии ФК 2000 Плюс, лигно-сульфонатных разжижителей (ЛСТ, Лигнотин) и утяжелителя Магбар, которые обеспечивают стабильные технологические параметры при плотностях до 2500 кг/м⁸.

2. Впервые изучено и показано, что полимер-эмульсионная ингиби-рующая система раствора с плотностями 1030 - 1080 кг/м³ на основе полисахаридных реагентов, эмульсии ФК-2000 Плюс и разбавленных растворов солей NaCl, К₂С0₃ или разбавленной рапы хлоркальций-маг-ниевого типа, не оказывает отрицательного влияния на проницаемость подсолевых песчаников с АНПД вскрываемых горизонтальными стволами.

3. Обобщены и углублены научные представления о процессах адсорбции, гидратации и фазообразования цементных минералов в присутствии суперпластификатора и ускорителей сроков схватывания тампонажных систем.

Установлено, что добавки электролитов совместно с суперпластификатором способствуют формированию наиболее оптимальной поровой структуры цементного камня и повышению его прочности.

4. Теоретически обоснована и экспериментально доказана возмож
ность повышения эффективности утяжеленных и сверхутяжеленных
тампонажных цементов путем комбинирования цемента с утяжеляю
щими добавками и направленным модифицированием с помощью реа
гентов пластификаторов и струкгурообразователей.

Практическая ценность

На основании теоретических и промысловых исследований автором разработаны и внедрены:

4. Соленасыщенные утяжеленные полимер-эмульсионные глинистые буровые растворы с плотностями до 2500 кг/м⁸ для бурения в солевых отложениях и в условиях АВПД рапопроявлении с применением сульфацелла, органической эмульсии ФК 2000 Плюс и утяжелителя Магбар.

5. Разработан и применен в условиях Ковыктинского ГКМ состав ингибирующего бурового раствора на основе полисахаридов (сульфа-целл, КМЦ, крахмал) и эмульсии ФК-2000 Плюс, обладающей низкими фильтрационными свойствами и величинами межфазного натяжения и высокими смазочными свойствами для вскрытия горизонтальными стволами продуктивных пластов в условиях АНПД.

6. Разработаны рецептуры тампонажных растворов, обеспечивающие качественное цементирование скважины в условиях АВПД в солевых отложениях и при рапопроявлениях, предложены способы их приготовления.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на международной конференции «Восточная энергетическая политика России и проблемы интеграции в энергетическое пространство Азиатско-Тихоокеанского региона» (22-26 сентября 1998 г. г.Иркутск), координационных совещаниях (г. Анапа, 26-29 мая, 27-30 сентября 1999 г.) «Технология и материалы для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин», ученых советах ОАО НПО «Бурение» (г.Краснодар), совещаниях и технических советах ОАО Компании «РУСИА Петролеум» (г.Иркутск), симпозиуме по полезным ископаемым и энергетическим ресурсам Китая и Восточной Азии 2000 г. (г. Денвер, Штат Колорадо, США, 22-26 января 2000 г.).

Публикации

Основные положения диссертации опубликованы в 6 печатных работах и 1 руководящем документе.

Объем и структура работы:

Анализ рецептур буровых растворов при бурении солевого структурного комплекса Ковыктинского ГКМ

В условиях всё возрастающих потребностей Восточных регионов РФ в обеспечении их собственными углеводородными ресурсами и прогнозируемого роста энергопотребления в странах АТР, особую актуальность приобретает вопрос формирования нефтяной и газодобывающей промышленности в Восточной Сибири.

Геологоразведочными работами, проведёнными на Сибирской платформе в семидисятых-восьмидесятых годах, доказаны высокие перспективы на нефть и газ докембрийских и нижнекембрийских отложений. Согласно оценки, выполненной СНИИГТиМСом и ИГНиГ СО РАН, начальные извле-каемые ресурсы только природного газа в них превышает 40 трлн. м .

Следовательно, на Сибирской платформе подготовлена вполне достаточная ресурсная база для формирования на востоке Российской Федерации новой нефтегазодобывающей провинции. Оценки показывают, что добыча нефти из них может быть доведена до 60-70 млн.т. и газа до 80-100 млрд. [1,2]. Такая высокая эффективность нефтегазоносности древних осадочных комплексов Сибирской платформы вполне согласуется с высокими генерационными возможностями базального рифей-вендеского комплекса. Наличие в его разрезе мощных морских алевролито-глинистых, карбонато-кремнисто-глинистых и мергелистых нефтематеринских толщ, обогащенных планктоном и бактериогенным органическим веществом, обусловили высокий генерационный потенциал [3].

Этот прогноз российских учёных блестяще подтвердился открытием целого ряда крупнейших месторождений нефти и газа в Красноярском крае, Иркутской области и республике Саха (Якутия). Одним из таких месторождений является Ковыктинское газоконденсатное месторождение (рис. 1.1). По уже подготовленным и прогнозным запасам его следует рассматривать в качестве базового объекта для формирования крупного центра газодобычи в Восточной Сибири.

Ковыктинское газоконденсатное месторождение расположено в 350 км. северо-восточнее г. Иркутска в Жигаловском районе в 90 км северо-восточнее пос. Жигалово. Датой открытия Ковыктинского месторождения считается 1987 г., когда промышленная значимость ранее выявленной газо-конденсатной залежи была подтверждена опробованием песчаников парфеновского горизонта нижнемотской подсвиты в поисковой скважине Ш. Региональные и площадные геофизические работы в районе месторождения проводились с середины 50-х годов по 1989 г.

В результате этих исследований и данных глубокого бурения установлено отсутствие ранее выявленной антиклинальной структуры и приуроченность месторождения к пластовой, литологически ограниченной ловушке, расположенной но юго-восточном моноклинальном склоне Ангаро-Ленской ступени.

Первая параметрическая скважина (№281) была пробурена в 1986 г. В результате бурения этой скважины из песчаников парфеновского горизонта был получен промышленный приток газа, что послужило основанием для постановки поискового бурения. Первая поисковая скважина была забурена в 1986 г.

Разведочное бурение на месторождении было начато в 1988 г. и проводилось одновременно с поисковым этапом. Геологоразведочные работы на месторождении осуществлялись ПГО «Востсибнефтегазгеология» Криволук-ской нефтегазоразведочной экспедицией. Выполненные геологоразведочные егаэоносные области: 1- Турухано-Норнльшя, 2- Северо-Тунгусская, 3- Анаварская, 4- Сжно-Тунгусская. 5- Свшерская, ападно-8илвйская, 7- Северо-Алданс«ая. В - Баихитская, 9- Катангская, 10- Непш-БотуоБинсш, 11- Предлатоыская, Присаяно-Енисейсш, 13- Ангаро-Ленская, 14- Вилойская, 15- Предверхояншя. орождения нефти и газа: 1- ОрвБчено-Тахоиское, 2- Совинское, 3- Верхнечонское, 4- Чаяндинское, 5- Талаканское, В- Среднеботуовинсш, Іреляхское, В- Верхне-Вилочанское, 9- Ярактинскае. 10- йужиинсхое. работы были направлены на решение следующих задач: - изучение геологического строения месторождения; обоснование под-счетных параметров и подсчет запасов газа, конденсата и сопутствующих компонентов (плановый отчет, Госкомгеология, РСФСР, июль 1991 г.); обоснование целесообразности ввода Ковыктинского месторождения в разработку, как комплексного месторождения.

Осадочный чехол Ковыктинского месторождения сложен докембрий-скими и нижнепалеозойскими образованиями нижнего, среднего, верхнего, кембрия и ордовика суммарной толщиной до 3900 м. Кристаллический фундамент представлен породами архейского возраста (рис. 1.2). В осадочном чехле выделяются (сверху-вниз): три структурных - надсолевой, солевой, подсолевой и четыре литолого-стратиграфических комплекса - терригенно-карбонатный, галогено-карбонатный, карбонатный и базальный терриген-ный. Указанные комплексы существенно различаются по скоростной дифференциации сейсмических волн, буримости, устойчивости к промывочной жидкости, обвалообразованию, проявлению поглощающих зон и зон АВПД, т.е. по целому ряду параметров осадочный разрез характеризуется сложными горно-геологическими условиями для проведения буровых и сейсмических работ.

Промышленная залежь Ковыктинского месторождения связана с терри-генными отложениями нижнемотской под свиты. Залежь пластовая, литоло-гически экранированная и приурочена к нижнему пласту парфеновского горизонта. Залежь вскрыта всеми пробуренными скважинами. На данной стадии изученности границы распространения залежи проводятся с определенной долей условности, которые будут уточняться в процессе дальнейшей разработки. В обоснованных границах размеры залежи: 49x38 км, высота до условного контура доказанной газоносности 78 м. Согласно плана Госком-геологии РСФСР от 25.02.91 г. ПГО "Востсибнефтегазгеология"

Анализ сведений об осложнениях и применяемых тампонажных материалах при креплении скважин на месторождениях с наличием солевых отложений (на примере Западного Узбекистана)...

Пермским ПИ совместно с АОЗТ "Созидатель-1" предложена рецептура тампонажного раствора. Магнезит каустический - 97%, комплексная добавка - 3 %. Анализ цементного камня, проведенный в НТЦ "Подземгазпром" показал, что предлагаемая рецептура не позволит получить материал с удовлетворительными эксплуатационными свойствами [47,48].

В частности, по истечении 60 сут. имело место снижение силы адгезии цементного камня к стали, причем тенденция к снижению развивалась в среде концентрированного солевого раствора. Высокая газопроницаемость также наблюдалась на границе цемента с металлом. Прочность, вначале превышающая прочность портландцемента почти в 3 раза, с течением времени также имеет тенденцию к снижению, в то время как портландцемента со временем упрочняется.

Разработка новых рецептур и технологий приготовления тампонажных растворов во многом зависит от понимания процессов, происходящих при образовании цементного камня, особенно в условиях прохождения соляных пород.

Неоднократно отмечалось, что низкое качество цементирования скважин во многом связано с образованием зазора, заполненного раствором соли, между твердеющим тампонажным раствором и стенкой скважины. При этом тампонажный раствор из портландцемента или шлакового цемента не затвердевает в зоне контакта с породой.

При взаимодействии тампонажных растворов с пропластками бишофита возникают две тенденции. Первая состоит в увеличении объема системы бишофит- вода Ю.П. Новеньков и В.Ю. Близнюков [47]. Вторая тенденция, обусловленная концентрацией тампонажного раствора, уменьшением объема раствора в замкнутой системе на 2,5%. Результаты экспериментов показывают, что контракция по отношению к расширению объема запаздывает примерно на 4 часа. За это время давление в системе увеличивается, но цементная масса еще достаточно подвижна и способна релаксировать увеличение давления. Начавшийся процесс затвердения за счет контракции компенсирует увеличение давления на в обычных условиях контракция является отрицательным фактором, то в интервсистему. Если алах залегания пропластков бишофита она является существенным положительным фактором, так как способствует сбросу избыточного давления возникающего в замкнутой системе, применяемой для заполнения скважины, разбуриваемой в массиве каменной соли и обладающей минимальной усадкой, должен быть заменен тампонажным раствором с максимальной усадкой (контракцией) при прохождении пропластка бишофита. Затем вновь должен быть применен тампонажный раствор с минимальной усадкой.

При заполнении магнезиальным цементом каверн, образовавшихся при бурении, заполнение должно быть 100 % от объема каверны, это позволит получить при движении бишофитного пласта в сторону обсадной колонны равномерно распределенную нагрузку на колонну и тем самым будет положительно решен вопрос о противодействии колонны на опасном участке снимающим напряжениями.

Смятие труб в обсадной колонне может оказаться или результатом плохо отработанной технологии цементирования скважины, или некачественным её исполнением.

Основным требованием безаварийной технологии прохождения и крепления колонны в скважине является максимально возможная концентрация хлорида магния в буровом растворе, вплоть до насыщения. Это поможет снизить объем образующихся каверн до минимума. По мнению авторов основной упор следует сделать на взаимодействие бишофита с тампонажным раствором.

Самым важным фактором в свете всего вышеизложенного являются упруго-пластические свойства тампонажного раствора. Если невозможно избежать истечения жидкого флюида, содержащего в каверне, ни при каких условиях цементирования скважин, то заполняющий каверну тампонажныи раствор должен обладать двумя непременными свойствами: а) он должен быть пластичным и легко поддаваться нагрузке движуще гося пласта бишофита; б) в нем не должно оставаться свободного жидкого флюида, способно го фильтроваться через структуру цемента и уходить через микротрещины под давлением движущего пласта бишофита. Цементирующим образованием в магнезиальном вяжущем являются гидроксид и оксихлориды магния. Эти химические соединения потенциально неводостойки, а устойчивы только в насыщенном растворе хлористого магния, поэтому контакт их с маломинерализованными водами и не насыщенными по хлористому магнию растворами приводит к разрушению цементного камня.

Для ослабления отрицательного влияния разрушающих процессов в мазнегиальное вяжущее предложено вводить оксид цинка, который способ-ствует уменьшению градиентов концентрации между окружающей средой и поровой жидкостью и, соответственно, уменьшению напряжений. Возникший структурный каркас успевает релаксировать при возникновении дополнительных напряжений. Кристаллы образуются в виде мелкочешуйчатых частиц, что обусловлено увеличением числа контактов срастания в единице объема и, соответственно, возрастает прочность каркаса. При введении оксида цинка фазовый состав продуктов твердения не меняется, о чем свидетельствуют данные рентгенофазового анализа, однако, присутствие его способствует изменению морфологии новообразований, снятию внутренних напряжений в твердеющей системе. Результаты этих исследований легли в основу разработки ОАО НПО "Бурение" тампонажного материала для скважин с магнезиальной агрессией при температурах до 100 С (оксид магния, квар 43 цевый песок как наполнитель, оксид цинка 3:2:2). Данное вяжущее обладает высокой стойкостью в указанных условиях [49,50].

Магнезиальный цемент является более удачным вариантом тампонажного раствора для прохождения пропластков бишофита. Но в солях галита (раствор NaCl) он теряет прочностные свойства в 2-3 раза. Кроме того, он обладает высоким фильтрационным эффектом. Что же касается влияния растворов хлорида натрия, то этот вопрос снимается технологией цементирования скважины: при прохождении пласта каменной соли применяется тампо-нажный раствор на основе портландцемента и только при прохождении про-пластка бишофита применяется тампонажный раствор на основе магнезиального цемента.

Вскрытие рапоносных горизонтов в условиях рапопроявления и АВПД на Ковыктинском ГКМ

Для поддержания требуемого показателя рН (8,5-9,5) приготовленный объем раствора обрабатывается каустической содой. Для регулирования показателя фильтрации, необходимо раствор обработать пятипроцентным водным раствором сульфацелла или модифицированным крахмалом марки МК-3, а также эмульсией ФК-2000 Плюс для снижения абразивности утяжеленного раствора.

Для приготовления полимер-глинистого утяжелённого бурового раствора на основе рапы используется раствор солевого интервала на основе ПЭСБР2 (см. табл. 2.5), который обрабатывается глинистой суспензией, утяжелителем, разжижителями и пеногасителем аналогично первой рецептуре.

Состав, расход и стоимость полимер-глинистых утяжелённых буровых растворов на основе насыщенного раствора NaCl+K2C03 и рапы приведены в таблицах 2.6-2.7, основные технологические показатели в зависимости от плотности буровых растворов - в таблицах 2.8-2.11.

Разработанные рецептуры буровых растворов обеспечивают высокие технологические параметры промывочной жидкости, стабильность во времени и при забойных температурах до 60 С, а также выполняют функцию связывания проявлений следов сероводорода.

Сравнительный анализ технологических параметров утяжеленных (сверхтяжелых) буровых растворов, плотностью 1990-2500 кг/м3 показывает (см. табл. 2.8-2.11), что по показателю фильтрации, стабильности, реологическим и смазочным свойствам и стоимости наиболее оптимальной является рецептура полимер-глинистого бурового раствора приготовленного на основе соленасыщенного раствора ПЭСБР1.

Заканчивание скважин является заключительным этапом в цикле строительства нефтяных и газовых скважин. Независимо от операций, входящих в заканчивание скважин, разбуривание продуктивных и перспективных пластов является первым этапом, с которого начинаются все остальные операции по заканчиванию скважин. Основной задачей при вскрытии продуктивного пласта в процессе бурения является максимальное сохранение его фильтрационных свойств, что приводит к увеличению дебита скважины и в конечном счёте к повышению газо- и нефтеотдачи.

Для правильного выбора рецептуры бурового раствора и технологии продуктивных и перспективных пластов необходимо учитывать классификацию пластов-коллектора и насыщающих их флюидов [30].

Продуктивная часть представлена парфеновским, боханским и базаль-ным горизонтами. Промышленная газоносность Ковыктинского ГКМ связана с песчанниками парфеновского горизонта. Парфеновский горизонт приурочен к верхней части терригенных отложений нижнемотской подсвиты. Перекрывается пачкой алевролито-глинистых пород с подчиненными прослоями песчаников, глинистых доломитов и карбонатами Преображенского горизонта. Тип коллектора поровый, пористость 13-18 %, средняя газопроницаемость от 0,98 до 91,45 10 м, максимальные значения достигают 836-990,15 10 м. Величина глинистости не превышает 15%.

Бохановский горизонт представлен песчанниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Тип коллектора поровый, трещинно-поровый. Базальный горизонт представлен песчанниками. Пластовое давление 27,4 МПа, коэффициент аномальности Кан=0,845,температура 59 С.

В парфеновском горизонте отмечено аномально низкое пластовое давление (АНПД), коэффициент аномальности 1( =0,845, температура 57 С.

Базальный горизонт отмечен нормальным пластовым давлением, температура 62 С. Насыщение во всех горизонтах газовое. При перекрытии продуктивных горизонтов колонной (хвостовиком) технология первичного вскрытия следующая: - после цементирования эксплуатационной колонны проводится очистка бурового раствора от выбуренной породы в течение 2-4 циклов циркуляции без углубления скважины с использованием вибросита, пескоотделителя и центрифуги (при наличии); - после очистки раствора разбавляют раствор техводой до плотности 1080 кг/м3; - после разбавления и очистки бурового раствора обрабатывают химреагентами до требуемых параметров. Градиент пластовых давлений в эквиваленте плотности бурового рас-твора при бурении продуктивной зоны составляет 850 кг/м . С учетом репрессии, обусловленной "Правилами бурения нефтяных и газовых скважин" [75], необходимая плотность раствора составляет 950-1000 кг/м .

В отечественной практике основными направлениями разработки буровых растворов для бурения продуктивных горизонтов является создание растворов с ингибирующим эффектом, а также создание или подбор ПАВ, изменяющих физико-химическую природу фильтрата. С другой стороны, буровой раствор должен обладать высокой смазывающей способностью для снижения сил трения о стенки горизонтального участка скважины. Оценку качества бурового раствора применяемого для бурения в продуктивных горизонтах КГКМ, с учётом соблюдения реологических ограничений, осуществляли по следующим критериям: ингибирующий эффект по показателю инги-бирования По, оценку поверхностно-активных свойств вещества по значению межфазного натяжения на границе «фильтрат бурового раствора - керосин», смазочные свойства бурового раствора по значению коэффициента трения по стандарту Американского нефтяного института (АНИ), определённого на приборе фирмы «Baroid»(CIIIA).

Вышеизложенные критерии, описанные в главе 1, разделе 1.5, были приняты за основу при создании рецептур промывочных жидкостей не загрязняющих продуктивные пласты.

На основании анализа геолого-технических условий разработаны нами полимер эмульсионные ингибирующие буровые растворы, приготовленные путем разбавления и обработкой эмульсией -ПАВ буровых растворов ПЭСБР 1 и ПЭСБР2 , используемых при бурении предыдущего интервала бурения, до плотности 1030-1050 кг/м3.

В качестве органического ингибирующего компонента, обладающего действием ПАВ использовали эмульсию ФК-2000 Плюс. Применение эмульсии ФК-2000 Плюс при первичном вскрытии удовлетворяет многим требованиям: снижает межфазное натяжение на границе раздела «фильтрат бурового раствора - керосин»; повышает капиллярную смачиваемость коллектора; а также, имея в своём строении ион калия К"1", частично ингибирует глинистую породу; не оказывает негативного влияния на другие технологические свойства раствора; способствует вскрытию газоносного горизонта при минимальных затратах.

Влияние комплексных химических добавок на поровую структуру цементного камня

Для обеспечения необходимой мощности выбираем две насосных установки мощностью не менее 315 кВт или три - мощностью не менее 210 кВт. При участии в процессе цементирования буровых насосов для нагнетания наибольшей части продавочной жидкости для наших условий целесообразно использование двух насосных установок в приводной мощностью не менее 210 кВт.

Выбираем оборудование для приготовления, накопления и обработки тампонажных растворов.

Из указанной выше таблицы используем данные для определения объемов порций растворов с повышенными требованиями к их качеству. По этом данным все расчетные объемы таких растворов для цементирования наиболее ответственных интервалов не превышают 22 м3. Исключением являются объемы растворов для цементирования промежуточной колонны 324 мм и второй ступени эксплуатационной - 168 мм. Эти объемы составляют: - для кондуктора 426 мм интервал 1 -11,7 м3; - для кондуктора 426 мм интервал 2 - 21,3 м3; - для потайной колонны 245 мм - 19,0 м3; - для первой ступени эксплуатационной колонны 168 мм - 20 м3; - для потайной колонны 114 мм - 3 м3; Приготовление этих растворов с целью обеспечения им необходимых свойств и однородности по всему объему следует проводить методом рециркуляции с накоплением в резервуаре гомогенизатора с последующей обработкой перед нагнетанием в скважину.

Для этой цели в состав комплекса цементировочного оборудования должна быть включена осреднительная установка с вместимостью резервуара не менее 25 м3. Для приготовления тампонажных растворов прямоточным методом с одновременным нагнетанием в скважину и способом рециркуляции с накоплением применяют гидровакуумные смесители эжекторного типа, работающие на разных режимах. В первом случае смеситель оснащают штуцером, диаметр которого 10-14 мм, давление жидкости затворения перед ним 1,0-1,5 МПа может обеспечить насос с "мягкой" характеристикой, но в случае необходимости применения повышенного до 8,0 МПа давления, цементировочный насос должен быть заменен на поршневой или плунжерный. Подача жидкости затворения должна обеспечивать получение эффекта эжекции, для чего скорость струи, исходящей из штуцера, должна быть не менее 33 м/с.

При наработке раствора методом рециркуляции состав жидкости затворения постоянно меняется, в связи с увеличением в нем доли сухой составляющей. При этом наблюдается соответственно рост плотности и структурной вязкости перекачиваемой среды, что в свою очередь приводит к росту гидродинамического давления, вызванного увеличением гидропотерь в штуцере. С целью уменьшения этих потерь смеситель должен оснащаться штуцером увеличенного диаметра 16-20 мм из износостойкого материала.

Комплекс должен содержать устройство для накопления, очищения и бесперебойной подачи тампонажного материала в смеситель. Оно должна быть приспособлено к загрузке материалом из любого вида тары, а также рассыпным с подачей пневмотранспортом.

Комплекс должен быть оснащен средствами контроля для определения и фиксирования значений всех рабочих параметров процесса цементирования.

Результаты проведенной работы должны быть положены в основу требований, выполнение которых обеспечит необходимое качество тампонажных растворов в процессе их приготовления при цементировании скважин на Ко-выктинском газоконденсатном месторождении.

С помощью цементировочного оборудования, входящего в состав комплекса, изображенного на схеме (рисунок 3.17, 3.18), можно готовить тампонажный раствор методом рециркуляции с накоплением всего объема без откачки в скважину порциями до 50 м3. При необходимости приготовления больших объемов, порции сверх 50 м готовят после откачки ранее приготовленного раствора. Обвязка комплекса дает возможность готовить раствор комбинированным методом. Вначале нарабатывают методом рециркуляции порцию до 25 м3, затем, после замены штуцера на металлический меньшего диаметра (10-14 мм), приступают к приготовлению другой порции в свободном гомогенизаторе, которую при одновременной гомогенизации нагнетают в скважину, не прекращая наработку. Затем закачивают в скважину ранее приготовленный раствор, как правило, для цементирования более ответственного интервала.

Операцию по приготовлению тампонажного раствора методом рециркуляции с его накоплением выполняют в следующем порядке (рис.3.18).

В резервуар гомогенизатора 4 набирают расчетный объем воды, открывают краны 10,12,14 и заслонку 16. Включают насос установки 2 и создают циркуляцию в системе: гомогенизатор 4 - насос установки 2 - смеситель 6 - гомогенизатор 4. Включают мешалку гомогенизатора, вводят в воду химические реагенты в соответствии с рецептурой раствора и готовят жидкость затворения. После этого, не прекращая циркуляции и работы мешалки, открывают заслонку 20 и в бункер-накопитель 7 загружают цемент