Проект ННС по С.Альметьевское площади глубинной Н=1926м., смещение А=926м

аэрации и  устьевого давления; высокая удерживающая способность пен по отношению к выбуренной породе позволяет вести бурение при незначительных расходах пенообразующей жидкости (ПОЖ) и газа; использование пен при бурении сокращает время освоения и выход скважин на заданный режим работы.

До последнего времени процесс вскрытия пласта с промывкой пеной осуществлялся  по технологии, разработанной 20 ВНИИнефтью еще в 1961 г. и впервые внедренной на скв. 206 Николаевской площади Краснодарского края, где продуктивный пласт, залегающий в интервале 559–601 м, был вскрыт без поглощений. Пульсации давления в нагнетательной линии и другие осложнения не наблюдались. В процессе наращивания и подъема инструмента в скважине поддерживался уровень жидкости на высоте 350–400 м от забоя. После освоения был получен дебит нефти, в 2,2 раза превышающий дебит соседних скважин, где продуктивный пласт вскрывался с промывкой глинистым раствором .

В последующие  годы по данной технологии с применением двух- и трехфазных пен проводились вскрытие продуктивного пласта, забуривание вторых стволов и промывка песчаных пробок в скважинах на месторождениях Краснодарского

края (Убеженское, Соколова Гора и Хадыженское), в ПО «Азнефть» (на площадях Заглы-Зейва, Бузовны, Сураханы – Карачукур), в ПО «Башнефть» (на Новоузыбашевском месторождении) и в других регионах. В результате установлено, что по сравнению со скважинами, пробуренными в сопоставимых горно-геологических условиях с использованием глинистого раствора, применение пен при вскрытии продуктивных пластов с АНПД позволяет промыть скважину без поглощений, повысить механическую скорость в 3,6–5 раз, проходку на долото в 2,7–4,3 раза, сократить сроки освоения скважин, а также повысить производительность скважин в 3–3,5 раза. О высокой эффективности технологии промывки скважины пеной свидетельствуют также результаты бурения скважин в зонах распространения многолетней мерзлоты . Положительный опыт применения пены для проводки скважин в интервалах катастрофических поглощений и вскрытия пластов с АНПД накоплен и за рубежом, например в США, Канаде, Омане, Ливии, Иране и других районах Земного шара. Однако необходимо отметить следующее.

1. В силу  невысокой устойчивости двухфазная  пена быстро разрушается не  только на поверхности, но и  в скважине. Поэтому при прекращении циркуляции во время наращивания или выполнения спускоподъемных операций (СПО)

двухфазная  пена разрушается в стволе скважины, и в призабойной зоне, по существу, накапливается вода, обработанная ПАВ.

2. Ввиду отсутствия  глинистой корки на стенках  скважины ПОЖ взаимодействует с породами открытого ствола, что вызывает их разуплотнение и последующее обрушение стенок скважины.

3. При восстановлении  циркуляции после проведения СПО в ПЗС проникает ПОЖ, вызывая набухание глинистого цемента породы – коллектора. С целью предупреждения разуплотнения пород стенок скважины используется более устойчивая трехфазная пена, которая не разрушается ни на поверхности, ни в стволе скважины и, образуя на стенках скважины глинистую корку, предотвращает появление осложнений при бурении и вскрытии продуктивного пласта. Анализ сложившейся технологии бурения с промывкой пенами как в нашей стране, так и за рубежом показал, что выходящую из скважины пену, которая содержит ПАВ и другие химические реагенты, выбрасывают. При такой технологии затрачивается большое количество ПОЖ, чем объясняется ограниченное применение высоко устойчивой трехфазной пены, несмотря на ее бесспорные преимущества перед двухфазной пеной или аэрированной жидкостью. В отдельных случаях делаются попытки разрушить пены с помощью специальных установок с целью повторного использования ПОЖ. Так, в УкрНИИгазе была разработана установка для разрушения устойчивых трехфазных пен . Однако однозначных данных о ее работоспособности и эффективности в литературе нет. Многократное использование одного и того

же объема пены без разделения ее на составляющие фазы снижает расход материалов на ее приготовление, но требует разработки новой технологии промывки скважины с использованием герметизированной системы циркуляции (ГСЦ) пены, обладающей высокой устойчивостью.

БУРЕНИЕ С ПРОДУВКОЙ ГАЗАМИ

Опыт бурения  скважин на месторождениях, находящихся  на поздней стадии разработки, показывает, что использование пен при Рпл < 0,2 ргст уже неэффективно. Проведение на этих месторождениях таких работ, как бурение новых скважин в целях создания ПХГ, проводка вторых стволов, глушение

скважин, удаление песчаных пробок из забоев скважин  и другие работы, целесообразно вести в газовой среде, инертной к пластовым флюидам. Применение газов при бурении скважин позволяет: бурить в интервалах катастрофических поглощений промывочной жидкости; повысить качество вскрытия продуктивных пластов; увеличить механическую скорость и проходку на долото. Исследованию и обобщению накопленного опыта в этой области посвящена обширная литература, опубликованная в нашей стране и за рубежом . Результаты научно исследовательских, опытно-конструкторских и технологических работ по применению газа в качестве продувочного агента свидетельствуют о повышении технико-экономических показателей (ТЭП) строительства скважин. Так, при бурении интервалов ряда скважин с продувкой

воздухом  и промывкой глинистым раствором  на некоторых месторождениях объединения «Укрнефть» проходка на долото возросла в 8,14 раза, а механическая скорость – в 2– 5 раз.

Широкие промышленные эксперименты по вскрытию нефтяного пласта с продувкой воздухом в условиях АНПД проведены на Михайловской площади (ПО «Башнефть»). В результате установлено, что удельная продуктивность скважин, законченных с применением воздуха, в 3–5 раз выше, чем у большей части других скважин, законченных с использованием глинистого раствора в аналогичных горно-геологических условиях. В настоящее время факт высокой эффективности использования газа в процессе бурения устойчивых интервалов

горных пород  при отсутствии интенсивных водонефтегазопроявлений считается общепризнанным. Однако использование воздуха при вскрытии газоносных пластов сдерживается по ряду причин, основной из которых является возможность появления осложнений и аварий, связанных с внутрискважинными воспламенениями горючих смесей, образующихся в стволе скважины в условиях газопроявлений. Анализ работ отечественных и зарубежных исследователей показал, что процесс внутрискважинных воспламенений пластовых углеводородных флюидов при бурении ствола с продувкой воздухом, а также проблема нейтрализации встречаемых в разрезе сильно токсичных газов недостаточно изучены. Учитывая наблюдающуюся в отечественной и мировой

практике  тенденцию к увеличению буровых  и ремонтных работ с использованием газообразных агентов, проблему разработки технологии использования газообразных агентов, исключающую появление  взрывов при проведении технологических  процессов на газовых месторождениях, следует считать актуальной. Решение  данной проблемы имеет важное значение для нефтяной и газовой промышленности.

Проблема  замены воздуха инертными газами в нефте газодобыче до последнего времени решалась путем использования жидкого или газообразного азота. Разработкой агрегатов по применению жидкого или газообразного азота в России занимаются научно-производственная компания РАНКО, ВНИИБТ и АО «Бустер». В США компания «Стюард и Стивенсон» серийно выпускает азотоперекачивающие агрегаты.

В СевКавНИПИгазе проведены исследования выхлопных газов на предмет создания принципиально новой установки для освоения скважин выхлопными газами ДВС после их охлаждения и очистки. Разработанная, прошедшая полномасштабные испытания на скважинах Северо-Ставропольского ПХГ и внедренная в филиале «Тюменбургаз» установка также может быть использована в тех случаях, когда не исключена возможность образования взрывчатых смесей, например, при опрессовке газопроводов. Это полностью удовлетворяет требованиям п. 2.11.8 «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (1998). В основу разработки легли патенты на изобретения, полученные СевКавНИПИгазом: «Двухступенчатая система очистки выхлопных газов дизельного привода буровой установки» (пат. № 2073098 от 10.02.1997 г.); «Освоение скважин с использованием выхлопных газов дизель-моторов» (пат. № 2083812 от 10.07.1997 г.). Результатом разработки явились три модификации установки для освоения скважин выхлопными газами ДВС: установка с отбором выхлопного газа от дизель-мотора Д12, приводящего в работу компрессор 2ВМ4-9/ 101 компрессорной станции СД-9/101; установка с отбором выхлопного газа от дизель-мотора ЯМЗ-238, который служит тяговым двигателем компрессорной станции СД-9/101; мобильная установка на автомобильном прицепе для использования выхлопных газов ДВС от любого источника (буровая установка, дизель-генераторная электростанция и т.д.). Эта установка может быть использована на суше и морских стационарных платформах в любом климатическом поясе России.

Конструктивные  особенности установок первых двух модификаций состоят в способах отбора выхлопного газа. При отборе выхлопного газа от дизель-мотора Д12 температура отбираемого газа достигает 250–450 °С, что в южных регионах страны вынуждает применять летом водяное орошение

термоэкранных алюминиевых труб (при наружной темпера туре выше + 35 °С). В остальное время орошения труб не требуется. В случае отбора выхлопного газа от дизель-мотора ЯМЗ-238 температура отбираемого газа не превышает 70–80 °С, при этом чистота его значительно выше, чем при работе с дизель-мотором Д12. Установка этой модификации не требует водяного орошения термоэкранных труб и проще по конструкции. Указанные установки прошли широкомасштабные промысловые испытания и в настоящее время находятся в промышленной эксплуатации. Существенным их преимуществом является то, что количество остаточного кислорода в выхлопных газах дизель-моторов не превышает 3 %

(согласно  данным замеров газоанализатором  «КвинтоксКМ-9006»). Для сравнения,  компрессорно-мембранная установка  УКМ-9/ 15 компании РАНКО дает концентрацию  кислорода в азотно-кислородной  смеси до 12 %, а установка

Краснодарского  компрессорного завода СДА-5/101–10 %.

Простота  конструкции навесного оборудования установок, разработанных СевКавНИПИгазом, позволяет серийно изготовлять их в условиях баз производственного обслуживания управления буровых работ (УБР). Это значительно снижает их стоимость, особенно учитывая то, что эти установки можно монтировать на серийные компрессорные станции независимо от срока эксплуатации. Установки разработанных модификаций гарантируют безопасные условия освоения скважин выхлопными газами ДВС, а также проведения любых

работ на нефтегазовых месторождениях, где возможно образование взрывоопасных смесей. Предложенные технологии и соответствующее технологическое оборудование позволяют решать задачи, связанные с разбуриванием песчаных пробок, проведением газопескоструйной перфорации газовых скважин, опрессовкой отремонтированных нефтегазопроводов, с применением выхлопных газов ДВС.

3.3. Вскрытие пластов в условиях АВПД

Принципиальное  отличие технологии вскрытия продуктивных пластов с АВПД от таковой с АНПД заключается прежде всего в различии горно-геологических условий проводки скважин, которые можно охарактеризовать следующими соотношениями: повышение плотностей промывочных жидкостей (ρж)АВПД > (ρж)АНПД и градиентов пластовых давлений (grad pпл)АВПД >

> (grad pпл)АНПД; снижение отношений пластовых давлений к давлениям поглощения (pпл/pпогл)АВПД < (pпл/pпогл)АНПД, а также давлений поглощения к горному давлению (pпогл/pгор)АВПД < (pпогл/pгор)АНПД и дифференциальных давлений (репрессии – депрессии) к пластовым давлениям (pдиф/pпл)АВПД < (pдиф/pпл) АНПД.

При вскрытии пластов с АВПД значение pдиф = pзаб – pпл близка к 0, так как бурение с репрессией или депрессией, равными нормативным значениям, часто приводит к поглощениям и флюидопроявлениям. При АНПД бурение возможно при больших значениях Kвс, так как при снижении grad pпл величина

grad pгор = const.

В результате увеличивается сжимаемость пласта-коллектора, что препятствует проникновению промывочной жидкости в пласт (при репрессии) и притоку пластового флюида (при депрессии). В этой связи следует выделить граничные значения коэффициента Kвс, которые важны для анализа условий вскрытия продуктивных пластов: скважина не пробурена, пласт не вскрыт: Kвс1 = Kmax >> 1, так как pзаб = pгор; при вскрытии пласта с репрессией промывочной жидкости Kвс2 > 1, так как pзаб > pпл; при равновесии давлений в системе скважина – пласт Kвс3 = 0, так как pзаб = pпл; при депрессии на пласт Kвс4 < 0, так как pзаб < pпл. Для обоснования значения дифференциального давления при вскрытии пластов с переменной аномальностью пластового давления необходимо прогнозировать значение давления поглощения в различных горно-геологических условиях.

Анализ  опыта вскрытия поглощающих продуктивных пластов, залегающих на глубинах 270–5000 м, был проведен по 50 площадям семи нефтегазовых провинций России и ближнего зарубежья. В опубликованной литературе по вопросам технологии бурения и ремонта скважин в условиях поглощений содержится обширный материал, характеризующий причины их возникновения. Авторами обобщены и систематизированы опыт бурения в поглощающих пластах и результаты исследований в этом направлении. Анализ изменения градиентов давлений поглощения в пластах проводился по регионам, глубинам и значеням пластовых давлений.

Полученные  результаты свидетельствуют о том, что в трещиноватых и кавернозных горных породах градиент давления поглощения значительно ниже, чем в ненарушенных терригенных пластах порового типа. Поглощения в ненарушенных поровых горных породах возникают только при их гидроразрыве. Так, разрыв рыхлых слабосцементированных песчаников наступает при сравнительно низких репрессиях на пласт 3,5–3,8 МПа. В то же время, прочные с пропластками глин газоносные песчаники Карадагского ПХГ (Азербайджан), залегающие на глубине 3025–3600 м, не разрывались при их вскрытии с репрессией 54,7 МПа.

Вместе  с тем, с ростом глубин, разница между градиентами давлений поглощения для трещинных и поровых коллекторов уменьшается и на глубинах более 4000 м практически исчезает. При АВПД давления поглощения и ГРП приближаются к пластовому, что существенно осложняет процесс бурения и

ремонта скважин  в этих условиях. На стадии проектирования строительства скважин выделяются интервалы горных пород, склонных к поглощению промывочных и специальных жидкостей, и предусматриваются меры по их предупреждению. Основным способом предупреждения поглощений при бурении скважин является снижение репрессии вплоть до равновесия давлений или депрессии на поглощающий пласт. Однако полностью реализовать этот способ до настоящего времени не всегда удается, по причинам технологического и организационного характера. В ряде случаев невозможно создать депрессию или равновесие в системе скважина – пласт при вскрытии слабоустойчивых горных пород особенно в условиях повышенных пластовых давлений. Например, при вскрытии глинистых перемычек в продуктивной толще Карадагского ПХГ с промывкой буровым раствором плотностью 1680–1720 кг/ м3 начинались интенсивные породо- и газопроявления. Это происходило потому, что в глинах сохранялось первоначальное АВПД с градиентами порового давления 0,0168–0,0176 МПа/ м. Одновременно в продуктивных песчаниках пластовое давление снизилось до 4,08 МПа (grad pпл = 0,00135 МПа/ м) в результате длительной эксплуатации месторождения. Опыт бурения и ремонта скважин в условиях поглощений свидетельствует о том, что полностью ликвидировать поглощения с интенсивностью 30 м 3/ ч и более всеми существующими способами не удается