Особенности строительства глубоких скважин в осложненных горногеологических условиях Предкавказья

НАУКИ О ЗЕМЛЕ

НАУКА- ИННОВАЦИИ. ТЕХНОЛОГИИ, №1, 2017

УДК 622.241.6 Гасумов Р.А. [Gasumov R.A.],

Копченков В.Г. [Kopchenkov V.G.] Лукьянов В. T. [Luk'yanov V.T.], Фёдорова Н. Г. [Fodorova N.G.], Овчаров С. H. [Ovcharov S.N.]

ОСОБЕННОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА ГЛУБОКИХ СКВАЖИН В ОСЛОЖНЕННЫХ ГОРНОГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ ПРЕДКАВКАЗЬЯ

Peculiarities of deep wells construction in complicated mining and geological conditions of the Ciscaucasia

Истощение запасов газа, нефти и конденсата в мезозойских отложениях большинства эксплуатируемых месторождений Северного Кавказа требует активного вовлечения в разработку карбонатного комплекса юры Западного Предкавказья с глубиной залегания ниже 5400 м. Строительство глубоких разведочных скважин в данном регионе является важнейшей народнохозяйственной задачей. В статье рассмотрены и проанализированы причины осложнений при строительстве глубоких скважин, обусловленные сложными горно-геологическими условиями - аномально высокими пластовыми давлениями (коэффициент аномальности > 1,8) и пластовой температурой (выше 200 °С), наличием в пластовых флюидах кислых компонентов. Традиционный способ бурения глубоких скважин с регулированием репрессии в интервалах вскрытия флюидонасыщенных пластов отличает низкая технологическая эффективность и повышенная вероятность возникновения осложнений -поглощений буровых растворов, газопроявлений. В связи с этим строительство глубоких разведочных скважин в Северо-Кавказском регионе требует новых технологических решений с применением инновационных подходов.

The depletion of gas, oil and condensate in Mesozoic sediments of most of the exploited fields in the Northern Caucasus requires active involvement in the development of the Jurassic carbonate complex of Western Ciscaucasia with depth below 5400 m. Construction of deep exploratory wells in the region is an important national economic task. The article considers and analyzes the causes of complications in the construction of deep wells due to difficult mining and geological conditions of abnormally high reservoir pressures (the coefficient of the anomalous > 1.8) and formation temperature (above 200 °C), the presence of acidic components in formation fluids The traditional method of drilling deep wells with repression control in the intervals of drilling fluid-saturated layers is characterized by low technological efficiency and increased probability of complications - drilling fluids losses, gas flows. In this regard, the construction of deep exploration wells in the North Caucasus region requires new technological solutions using innovative approaches.

Ключевые слова: строительство глубоких скважин, буровой раствор, аномально высокое пластовое давление, газопроявление, поглощение, плотность бурового раствора, ингибитор коррозии. Key words: construction of deep wells, drilling fluid, abnormally high formation pressure, gas flow, absorption, density of drilling fluid, corrosion inhibitor.

ВВЕДЕНИЕ

Большинство месторождений Северо-Кавказского региона разрабатываются с 60-х годов прошлого столетия, находятся на заключительной стадии разработки и х ар а кте р и зу юте я низкими пластовыми давлениями.

Естественное истощение запасов газа, нефти и конденсата в мезозойских отложениях, содержащих основные залежи углеводородов (УВ) на территории Предкавказья, требует активного вовлечения в разработку других продуктивных горизонтов. Поддержание добычи УВ в течение многих лет происходит за счет открытия и ввода в эксплуатацию мелких месторождений. Несмотря на небольшие запасы газа и жидких УВ в каждом из открытых месторождений, относительно небольшая удаленность от ранее обустроенных газопромысловых площадей позволила вводить их в разработку через 2-3 года после открытия, что сдерживало падение уровней добычи газа и жидких УВ.

С этой точки зрения вопросы проведения геологоразведочных работ на территории деятельности и приоритетных интересов ПАО «Газпром» в Предкавказье являются задачей государственной важности, определенной Программой Правительства для Северо-Кавказского региона.

В этом отношении перспективными представляются разведочные площади, на которых предполагается выявить крупные залежи УВ в карбонатном комплексе юры Западного Предкавказья с глубиной залегания ниже 5400 м. Строительство глубоких разведочных скважин в данном регионе, являющихся сложными инженерными сооружениями, требует новых технологических решений с применением инновационных подходов.

Особенности строительства глубоких разведочных скважин с учетом сложных горно-геологических условий обусловлены как значительными глубинами, так и аномально высокими пластовыми давлениями (коэффициент аномальности > 1,8) и пластовой температурой (выше 200 °С).

МАТЕРИАЛЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ

В статье приведены результаты анализа и изучения промысловых данных, полученных при строительстве глубоких разведочных скважин на месторождениях Западного Предкавказья, с использованием расчет-но-аналитических методов определения горно-геологических уловий с графической визуализацией и экстраполированием.

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ

При бурении первой разведочной скважины на глубине 5665 м был зафиксирован рост механической скорости. При забое 5681 м бурение было остановлено в связи с падением плотности выходящего из скважины бурового раствора, при этом газопоказания бурового раствора превысили фоновые значения.

Основной причиной невозможности дальнейшего продолжения буровых работ является несоответствие прочностных характеристик проектной конструкции скважины фактическим горно-геологическим условиям.

Рассмотрим и проанализируем причины, обусловливающие осложнения при углублении скважины.

Основные объемы определений коллекторских свойств пород в разведочной скважине выполнены по известнякам, которые представлены плотными водорослевыми разностями и имеют крайне низкие значения пористости (от 0,12 до 2,92 %, в среднем 0,84 %), в редких случаях встречаются образцы с пористостью, достигающей 2,92 %. Породы в основной массе непроницаемые (менее 0,01 • 10-15 м2), однако, благодаря широко развитой трещиноватости и наличию многочисленных различно ориентированных стилолитовых прожилков и трещин, некоторые разности известняков имеют проницаемость, достигающую 123,8 • 10-15 м2. При этом величина проницаемости не зависит от характера слоистости; средняя проницаемость в вертикальном направлении нередко выше проницаемости параллельно напластованию.

Влияние доломитизации, из-за ее неравномерности и сравнительно слабой развитости, на коллекторские свойства слабо заметно. Из-за того, что доломитизированные разности нередко более глинистые, они характеризуются пониженной трещинной проницаемостью при несколько увеличенной пористости (табл. 1).

Таблица 1. ХАРАКТЕРИСТИКА КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПОРОД

Параметр Известняки, 5625,6-5656,9 м Доломитизированные известняки, 5628,15-5642,3 м

Пористость насыщения, пределы колебаний, % 0,12-2,92 0,29-3,81

Пористость насыщения, стандартное отклонение, % 0,45 1,00

Проницаемость перпендикулярно напластованию, пределы колебаний, -10-15 м2 0,01-173,7 трещины 0,01400 трещины

Проницаемость перпендикулярно напластованию, среднее, -10-15 м2 2,09

Проницаемость перпендикулярно напластованию, стандартное отклонение, -10-15 м2 16,86 1,03

Проницаемость параллельно напластованию, пределы колебаний, -10-15 м2 0,01-123,8 трещины 0,01-17,9 трещины

Проницаемость параллельно напластованию, среднее, -10—15 м2 1,92

Проницаемость параллельно напластованию, стандартное отклонение, -10-15 м2 12,47 2,42

В результате бурения скважины установлено присутствие в разрезе карбонатных образований отложений верхней юры мощностью более 225 м (скважина остановлена в этих отложениях). В карбонатной толще предполагается развитие массива (более 35 м толщиной) трещиноватых и кавернозных известняков и доломитов рифогеннош генезиса. Предполагается, что эти известняки будут продолжаться до глубины 5720 м (до подошвы герпегемской свиты).

Нижняя часть мезозойской водонапорной системы Западно-Кубанского прогиба, представленная отложениями нижней, средней юры (песчаные породы) и верхней юры-келловейский ярус (песчаники и известняки), оксфордский, кимериджский и титонский ярусы (известняки, гипсы, ангидриты, глины), характеризуется аномально высокими давлениями (АВПД). Зона АВПД преобладает на глубинах ниже 4000 м.

АВПД приурочены к зонам с высокими скоростями осадконакопления в неогеновое и четвертичное время и образуются преимущественно в глинистых разрезах, в которых происходит медленный отток отжимаемых в результате увеличения геостатической нагрузки поровых вод в ограниченные по объему породы коллекторы, а также в водонапорных системах с замкнутым контуром. В зависимости от указанных причин в каждом водоносном комплексе имеются пласты как с нормальными пластовыми давлениями, так и с АВПД. Анализ градиентов пластовых давлений по площадям и месторождениям Северного Кавказа показывает, что АВПД в мезозойских отложениях с коэффициентом аномальности (КА) более 2,0 установлены только на Куко-ловской площади, а также в кимериджских известняках в скважине № 10 (КА от 2,02 до 2,13) и келловейских глинистых песчаниках в скважинах № 7 и 9 Кошехабльского месторождения (КА от 1,95 до 2,04).

Бурение в сложных горно-геологических условиях было осуществлено в пределах северного борта Западно-Кубанского прогиба в скважине № 3 Мы-шастовская, в которой верхнеюрские отложения с глубины 4980 м до 5700 м были пройдены при плотности бурового раствора от 2,02 до 2,2 г/см3.

Таким образом, анализ имеющегося фактического материала по пластовым давлениям показывает, что верхнеюрские отложения в изучаемом районе характеризуются сложными горно-геологическими условиями и могут быть пройдены при плотностях буровых растворов от 2,0 г/см3 до 2,2 г/см3 [1].

На проектной глубине 6150 м коэффициент аномальности составит 2,2. Следует указать на возможный вариант, что на глубине 5646 м был встречен ореол внедрения газовой залежи, которая находится гипсометрически ниже (в интервале 5681-5720 м), и в которой давление может быть меньше прогнозируемых значений.

По полученным данным построены зависимости температуры (проектной и фактической) от глубины. Кривые представлены на рисунке 1.

250

200

150

100

50

1000

1000

1000

1000

5000

6000

Рисунок 1. Кривая зависимости температуры от глубины по стволу

разведочной скважины.

По прямолинейному участку этой зависимости определена температура на глубине 6150 м, составившая 210 °С.

По результатам промысловых данных определим температуру пласта по геотермическому градиенту (С,) [2]:

Н_ = _5586м м/ос

Т-Т0

Температура на глубине 6150м будет равна

Т6Ш = —- + 20 = 209,2°С 6150 32,5

Температура, замеренная глубинным манометром КгШег К-3 на глубине 5402 м, составила 197 °С.

5402

От = — = 30,53 м/°С 1

Температура на глубине 6150м будет равна

Таким образом, температура пласта на глубине 6150 м ожидается в диапазоне 209,2 221.4 °С.

Бурение в интервале 3500-5050 м велось роторным способом полимерно-малоглинистым буровым раствором. Углубление скважины в интервале 3582-4498 м велось при плотности бурового раствора 1640-1700 кг/м3 со среднесуточным поглощением бурового раствора от 3-6 до 10,5 м3 и выходом разгазированных пачек.

Мероприятия по ликвидации зоны поглощения, ориентировочно расположенной в интервале 3547-3780 м, были выполнены безрезультатно, в т.ч.

и закачка цементного раствора на поглощение. В призабойной зоне пласта (ПЗП) создавался временный изоляционный экран с применением наполнителей, но при попытках возобновления бурения возникало катастрофическое поглощение. Положительного результата удалось добиться только после проведения 6 операций по закачке на поглощение термогеля с закреплением цементом.

При забое 4498 м в выходящем из скважины буровом растворе увеличилось содержание газа с 0,2 до 1,6 %. При дальнейшей промывке скважины отмечен рост газопоказаний в выходящем растворе с 4 до 12 %, плотность раствора после дегазатора не восстанавливалась. Вследствие водопроявления в ствол скважины суммарно поступило 52,6 м3 пластовой воды (после герметизации устья и стабилизации давлений Рх = 3,2 МПа, Р31 = 5,8 МПа). Водо-проявление ликвидировано методом утяжеления бурового раствора до 1740— 1760 кг/м3 с поддержанием необходимого противодавления.

При промывке с выравниванием параметров бурового раствора по циклу перед подъемом бурильного инструмента произошло поглощение бурового раствора с падением уровня.

Интервал 4509-5050 м пройден без применения систем очистки бурового раствора с добавками разнофракционного кольматанта. Углубление сопровождалось поглощениями различной интенсивности. При забое 4647 м и 4785 м произошли сломы в муфтовой части утяжелённой бурильной трубы диаметром 203 мм. Оставленные части КНБК были извлечены. При ликвидации второй аварии наблюдалось поглощение и выход газированных пачек раствора.

Спуск второй технической колонны на глубину 5033 м проводился в осложненных условиях с расхаживанием и промывкой. Цементирование технической колонны произведено до устья в две ступени. После окончания времени ОЗЦ вторая техническая колонна опрессована давлением 97,5 МПа на технической воде (верхняя часть обсадной колонны совместно с ПВО дополнительно опрессована азотом на то же давление). После разбуривания цементного стакана и заполнения интервала 0-1100 м технической водой во время промывки буровым раствором плотностью 1780 кг/см3 наблюдалось его вспенивание с увеличение газопоказаний от 0,2 до 3,6 % [1].

В результате исследований установлено, что в интервале 3500-5050 м вскрыты две несовместимые зоны: коллектора верхней части разреза эоцена в интервале 3547-3780 м поглощали буровой раствор, в это же время терри-генные коллектора нижней части палеоцена (ейская свита) в интервале 43704440 м - проявляли. После крепления скважины второй технической колонной, бурение продолжено с глубины 5050 м. Параметры бурового раствора при бурении интервала 5050-5617 м представлены в таблице 2.

Таблица 2. ПАРАМЕТРЫ БУРОВОГО РАСТВОРА ПРИ БУРЕНИИ

ИНТЕРВАЛА 5050-5617 м

Параметры бурового раствора

Плотность бурового раствора, кг/м3, Условная вязкость, с снс1Ш, дПа Дне, ДПа Водоотдача, см3/30 мин h

закачиваемого выходящего

18201960 16002050 32-95 62/81-167/210 105-292 2,5-4,3 38-42

Примечание: СНС1(10- статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин;

ДНС - динамическое напряжение сдвига; П - пластическая вязкость.

При бурении в интервале 5050-5056,8 м наблюдался рост газопоказаний бурового раствора до 1,7 %, в интервале 5056,8-5058,2 м плотность выходящего раствора снижалась до 1650 кг/мЗ. В интервале 5077-5080 м наблюдалось увеличение механической скорости: 5077 м - 1,47 м/ч, 5078 м - 1,98 м/ч, 5079 м - 2 м/ч, 5080 м - 1,5 м/ч, плотность выходящего бурового раствора 1780 - 1790 кг/м3. Углубление было продолжено без остановки для вымыва забойной пачки. При забое 5080,9 м наблюдалось увеличение газопоказаний бурового раствора до 20 % со снижением плотности до 1560 кг/м3.

Промывка проводилась утяжеленным буровым раствором с плотностью 1820 кг/м3 (раствор пенился). При глубине 5085,7 м произошло падение давления нагнетания буровых насосов с 16 до 14,4 МПа со снижением плотности раствора на выходе до 1800 кг/м3. После кратковременных промывок приступили к дальнейшему углублению скважины в интервале 5085,7-5086,1 м. Отмечено падение давления нагнетания на 2 МПа и увеличение объёма раствора в мерниках на 2,5 м3. Бурение прекращено. Устье скважины загерметизировали. В течение 15 мин рост давления не наблюдался. Устье разгерметизировано - перелива нет. Увеличили плотность раствора до 1840 кг/м3 и приступили к промывке с поддержанием противодавления в затрубном пространстве 1 МПа. Поэтапно скважина переведена на буровой раствор плотностью 1960,2000,2100 кг/м3. На глубине 5055 м при проработке ствола скважины произошел рост давления с 16,5 до 24,5 МПа и рост момента на вращение. При подъеме бурильный инструмент пошел в затяжку и потерял подвижность. После восстановления циркуляции и расхаживания инструмент был поднят в безопасную зону до глубины 5023 м. При промывке на устье вышла разгазированная пачка бурового раствора, вымывалась обвальная порода.

Таким образом, устранить разгазирование бурового раствора повышением его плотности до 2100 кг/м3 не удалось. Учитывая опыт проводки соседних скважин №1,2 Чебургольские, в которых интенсивность подобных газопроявлений на аналогичных глубинах уменьшалась повышением плотности до значения 1850 кг/м3, в целях предотвращения поглощений бурового раствора и снижения прихватоопасности в открытом стволе скважины плотность бурового раствора снизили с 2100 кг/м3 до 1960 кг/м3. При промывке на глубине 5023 м был отмечен выход газовой пачки и углубление в интервале 5086-5617 м. Во время промывок плотность раствора на выходе из скважины снижалась до 1570 кг/м3, газопоказания составили 33-37 %. После дегазации плотность восстанавливалась до 1960 кг/м3.

В результате проведенных операций установлено:

— увеличение плотности до 2100 кг/м3 не устранило газопроявления, при этом интенсивность затяжек и посадок инструмента возросла, было получено частичное поглощение;

— углубление производилось на буровом растворе с реологическими параметрами, не в полной мере соответствующими термобарическим и горно-геологическим условиям вскрываемого разреза, в связи с чем, вероятно, и связано вспенивание раствора;

— причинами газопроявлений может быть временное превышение пластового давления над забойным, обусловленное эффектом «поршневания» при СПО, расхаживании инструмента.

Углубление скважины из-под спущенной на глубину 5617 м потайной колонны в интервале 5669-5680 м буровым раствором плотностью 1860 кг/м3 отмечен рост механической скорости с 2 до 15 м/ч и газопоказаний до 6,5 %.

При вымыве забойной пачки газопоказания составили 26,5 %. По данным станции ГТИ пластовый флюид на 99% состоит из метана (забой-5680 м). При промывке в течение 2-х циклов с противодавлением 2,9-3,9 МПа газопоказания составили 20 %.

Скважина была опробована на приемистость ступенчатым созданием давления на устье в затрубном пространстве с 8 до 10 МПа на растворе плотностью 2050 кг/м3: приемистости нет. Забойное давление составило 124,1 МПа, что соответствует эквивалентной плотности раствора 2226 кг/м3.

Исходя из динамики изливов и потерь бурового раствора при проведении техотстоев определено, что время начала изливов не увеличивается пропорционально повышению плотности раствора и варьируется от 50 до 90 мин. Это означает, что природа перелива не связана с поступлением газа из вскрытого пласта [3].

После промывки и обработки глинистого раствора в башмаке потайной колонны (параметры: р - 2360 кг/м3, Т - 67 с, рН - 9,0, СНС1/10 - 67/110 дПа, ДНС - 164 дПа, т| - 40 мПа'с, водоотдача - 2,7 см3/30 мин, твердая фаза -47 %). Расчетные гидравлические потери давления в кольцевом пространстве составляли 9 Мпа, что соответствует эквивалентной плотности раствора 2500 кг/м3. Поскольку эта глубина практически совпадает с отметкой резкого повышения механической скорости проходки, можно предположить, что в интервале 5669-5681 м образовалась баритовая пробка в результате седиментации барита и фильтрации жидкой фазы бурового раствора в проницаемые горизонты.

В интервале 5652-5517 м установлен изолирующий цементный мост, прочность которого опробована давлением 5 МПа.

Данные измерения давления и температуры по стволу скважины приведены в таблице 3, а результаты расчета эквивалентной плотности бурового раствора уем - в таблице 4.

Таблица 3. ДАННЫЕ ИЗМЕРЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ

ПО СТВОЛУ СКВАЖИНЫ

№ интервала Глубина, м Температура, °С Давление, кгс/см2

1 0 — 1,03

2 3507 — 759,46

3 4510 — 964,19

4 5402 197,0 1157,58

Таблица 4. ЭКВИВАЛЕНТНАЯ ПЛОТНОСТЬ БУРОВОГО РАСТВОРА

Ы, м НМ, м ДН, м РМ - Р1, кгс/см2 (МПа) уем, кг/м3

0 3507 3507 758,46 (74,4) 2163

3507 4510 1003 204,73 (20,1) 2041

4510 5402 892 193,39 (19,0) 2168

Величина средней плотности бурового раствора по стволу скважины составила 2143 кг/м3. Распределение эквивалентного давления, создаваемого буровым раствором по стволу скважины, не равномерно. По результатам анализа и изучения полученных данных можно сделать следующие выводы: — строительство скважины производилось в сложных термобарических условиях, проектные решения не учитывали фактических геолого-геологических условий;

— интервал характеризуется резким увеличением механической скорости проходки и интенсивным газопроявлением, которое удалось ликвидировать увеличением плотности бурового раствора с 1860 до 2350 кг/м3;

— завышенные значения реологических параметров раствора свидетельствуют о том, что применяемая рецептура бурового раствора не соответсвует фактическим термобарическим условиям;

— цементирование 2-й технической колонны диаметром 244,5 х 250,8 мм, спущенной до глубины 5033 м и зацементированной в интервале 0 - 5033 м до устья, привело куменыпе-нию значения допустимого внутреннего избыточного давления в интервале 3500 -0 м.

При бурении из-под башмака потайной колонны диамет-

ром 193,7 мм в скважине разгазирование бурового раствора началось с глубины 5669 м. Повышение плотности бурового раствора не позволяло устранить газопроявления. Подобные явления неоднократно отмечались в практике вскрытия газоносных пластов при бурении скважин, имеющих потайные колонны. Теоретическое обоснование механизма возникновения такого газопроявления, подробно изложено в [4]: при пластовом давлении, превышающем гидростатическое давление бурового раствора в стволе скважины, в случае некачественного цементирования по заколонному пространству потайной колонны происходит перенос газа вверх.

Схема распределения давлений и возможных газопроявлений за хвостовиком показана на рисунке 2.

7

Рисунок 2. Схема распределения давлений и возможных газопрояв

лений за хвостовиком диаметром 194 мм.

Используя указанную выше методику, оценим возможность предотвращения выхода газа через цементный камень за потайной колонной расчетным методом [5].

Для этого необходимо выполнение условия:

Kz<!

где Kz - эквивалент градиента давления на глу бине z, определяется

по формуле (2); Pop - относительная плотность бурового раствора.

к, = к. Н"1Л

-s7 е z

где Нпл- отметка кровли проявляющего пласта; Ъ - глубина рассматриваемого сечения;

Ка - коэффициент аномальности пластового давления проявля-

ющего пласта.

Коэффициент аномальности Ка для вскрытого на глубине 5086 м газового пласта принимаем равным 2,1, поскольку при плотности бурового раствора 2100 кг/м3 полностью исключить газопроявление не удалось.

Расчетное значение Kz на глубине установки головы потайной колонны с негерметичным цементным камнем составляет 2,33. Это объясняет, почему для полного прекращения газовыделений потребовалось повышение плотности бурового раствора до 2350 кг/м3. Следовательно, значение плотности бурового раствора 2350 кг/м3, при котором скважина была задавлена, не может быть использовано как исходный материал для расчета пластового давления на глубине 5681 м.

Дополнительным доказательством поступления газа из кольцевого пространства за потайной колонной являются следующие факты: 1. По данным замера глубинным манометром Küster К-3 распределение давления, создаваемого буровым раствором по стволу скважины, не равномерно и увязывается с конструкцией скважины. Как видно из графика, строго над «головой» потайной колонны имеет место резкое уменьшение эквивалентной плотности бурового раствора. Это возможно только при поступлении газа. Поскольку буровой раствор во время замеров давления был неподвижен, такое

совпадение можно объяснить только негерметичностью цементного камня за хвостовиком.

2. Состояние контакта цементного камня с колонной и породой по данным АКЦ изменяется вдоль интервала крепления. В верхней части (интервал 4526-5088 м) над газонасыщенным пластом контакт цементного камня и колоны следующий: 41% - отсутствует, 59% - плохой. Ниже (в интервале 5088-5400 м) контакт плохой - 30%; частичный - 44 %; сплошной - 26 %. То есть в нижней части качество цементирования существенно лучше, чем в верхней, где контакт цементного камня с металлом и породой плохой или отсутствует. Именно в верхней части заколонно-ш пространства располжен газовый пласт на глубине 50605086 м, который разгазировал цементный раствор. Это, вероятно, явилось причиной образования газопроводящего канала [6].

3. Попытки ликвидировать газопроявление посредством ступенчатого увеличения плотности бурового раствора до 2300 кг/м3, изменения схемы промывок и ввода кольмати-рующих наполнителей не позволили увеличить продолжительность безопасного отстоя скважины. Газовыделения удалось ликвидировать при плотности бурового раствора 2350 кг/м3, при этом на глубине 5652 м образовалась баритовая пробка. В интервале 5663-5438 м установили кон-сервационный цементный мост. Однако при промывках над цементным мостом по данным ГТИ и результатам замеров (в том числе газоанализатором АНКАТ-7664М в забойных пачках суммарные газопоказания достигали 22,1 % при фоновых 1-2%. То есть газопроявления не прекратились. Они прекратились лишь после установки цементного моста в интервале 4575-4470 м. Это является еще одним доказательством поступления газа из заколонного пространства хвостовика.

В конкретной скважине продуктивные отложения представлены трещиноватыми известняками. То есть горная порода имеет сеть трещин, а давление пластового флюида в замкнутых порах создает внутренние напряжения и не оказывает влияние на состояние матрицы. Условием начала поглощения является превышение давления жидкости в стволе скважины над давлением раскрытия трещин.

Для расчета предельного давления в скважине воспользуемся схемой (рис. 3), которая отражает состояние скважины с системой развитых трещин.

1 - Расчетная схема 1;

2 - Расчетная схема - 2.

Рисунок 3. Схема усилий, действующих на существующую трещину в

горной породе.

Если пластовое давление и давление в скважине меньше бокового горного, то трещина сомкнута. Поглощение может возникнуть в случае превышения бокового горного давления над гидростатическим. Условие возникновения поглощения [3]

Р +Р т

" \ — /и р > '

р <р

ПЛ — пор-

Коэффициент Пуассона д для известняков находится в широком пределе (0,26-0,33). Используем наименьшее из всех значение д для известняков, равное 0,26 (трещиноватый известняк). По формуле (3) определим давление и градиент гидроразрыва пород на глубине 5681 и 6150 м:

Р^ = Ртов+Рш= °'26 • 2420  9,81  5681 + 2,07 • 5681/100 = 164,98 МПа,

гра rap m j.Q^g

Ргоп = -У— PTtm+Pm = °'26  2420  9,81  6150 + 2,16 -6150/100 = 184,14 МПа. х_м ™Р « 1-0,26

Тогда градиент ГРП G^esi = 2,90 МПа/100 м, градиент ГРП G^eno = 2,98 МПа/100 м.

Рассчитанные значения давления гидроразрыва пород применимы только к трещиноватым коллекторам. Определенный расчетным методом градиент давления ГРП в плотных монолитных породах имеет значения: G56si = 2,50 МПа/100 м; G6150 = 2,52 МПа/100 м.

Таким образом, уточненный механизм расчета предельного давления в скважине позволяет сделать вывод о возможности углубления до глубины 6150 м на буровом растворе плотностью до 2350 кг/м3.

Фактическая конструкция скважины не рассчитана на ожидаемый градиент пластового давления и наличие кислых сред. Пластовое давление на глубине 5681 м составляет 117,50 МПа, расчетное максимально допустимое пластовое давление для колонны диаметром 245 х 251 мм составляет 88,5 МПа.

Для оперативного поддержания необходимой репрессии на пласты с АВПД, контроля и регулирования расчетного давления на устье дополнительно включить в схему оборудования устья устьевой герметизатор.

Применяемое буровое оборудование удовлетворяет фактическим горно-геологическим условиям бурения до проектной глубины по грузоподъемности и мощности.

Проведенным анализом использованных буровых растворов установлено, что химические реагенты, применяемые для приготовления и обработки бурового раствора, не в полной мере соответствуют термобарическим и горно-геологическим условиям вскрываемого разреза, чем обусловлено вспенивание раствора. Углубление в интервале 5033-5681 м производилось на полимерглинистом буровом растворе с реологическими параметрами, в значительной степени отличающимися от проектных. Например, применение при температурах около 200 °С бурового раствора с полимерными реагентами и кольматантом, подвергающимися термодеструкции при температурах более 150-180 °С привело к утрате их функций регуляторов вязкости (одна из причин выпадения баритовой пробки) и фильтрационных свойств бурового раствора.

Установленное анализом наличие кислых компонентов в буровом растворе обусловлено выделением газов (С02, S02 и других серосодержащих со-

единений) за счет взаимодействия ингредиентов бурового раствора с породой и контактирующим с ним пластовым флюидом. Это экспериментально подтверждено в ОАО «НИПИгазпереработка» снижением рН отработанного бурового раствора за счет расхода щелочи на реакцию с кислыми газами, обнаруженными в газе пачки в значительных количествах.

Необоснованное превышение содержания нейтрализатора ЖС-7 в буровом растворе затруднило регулирование его реологических свойств, а также привело к выделению газов за счет протекания окислительно-восстановительных процессов с участием нетермостойких химических реагентов.

Дополнительным незначительным источником проявления H2S в буровом растворе может быть его редуцирование сульфатвосстанавливающими бактериями (СВБ) на поверхности, как это экспериментально подтверждено в отчете ОАО «НИПИгазпереработка».

С учетом вышесказанного для дальнейшего углубления скважины до 6150 м целесообразно применение бурового раствора, обработанного термостойкими химическими реагентами, который должен содержать нейтрализатор H2S и ингибитор коррозии оборудования.

Реагенты-нейтрализаторы H2S и С02 должны обеспечивать нейтрализацию кислых газов в буровом растворе в широком диапазоне значений рН и температуре до 240 °С. При такой температуре применение нейтрализаторов на органической основе неэффективно из-за их недостаточной термостойкости. Наиболее целесообразно в таких жестких температурных условиях использование неорганических нейтрализаторов на основе окислов железа -ЖС-7 и СНУД.

Защиту бурового оборудования от коррозии при воздействии бурового раствора, содержащего H2S и С02, можно обеспечить применением ингибиторов. В зависимости от вида бурового раствора могут быть использованы во-до- или маслорастворимые вододиспергируемые нгибиторы коррозии.

ВЫВОДЫ

Анализ состояния вопроса по креплению высокотемпературных сероводородсодержащих скважин в условиях АВПД позволяет сделать следующие выводы:

1. Нарушение герметичности крепи глубоких скважин, сопровождающееся возникновением межпластовых перетоков, межколонных давлений, появлением пластовых флюидов на поверхности, обусловлено:

- поражением цементного камня агрессивными компонентами пластовых флюидов;

- нарушением герметичности контактных зон цементного камня;

- нарушением сплошности цементного камня в затрубном пространстве скважины;

- ухудшением изоляционных свойств камня за счет термодеструктивных процессов.

2. Особенности состава и свойств применяемых тампо-нажных материалов и связанные с ними специфические физико-химические особенности процессов гидратации и твердения обусловливают принципиальную невозможность решения проблемы качественного крепления высокотемпературных скважин в коррозионно-активных средах применением традиционных тампонажных материалов. Глубокая поисковая скважина № 1 на газоконденсатной площади Крупская находится в осложненном состоянии, связанном со вскрытием верхнеюрских отложений, характеризующихся повышенным пластовым давлением, наличием Н2Б до 0,3 % и С02 до 6,5 %. На глубине 6150м ожидается температура 209-240 °С. Коэффициент аномальности пластового давления на глубине 5681 м - 2,11, на глубине 6150 м - 2,2. Продолжение строительства скважины до проектной глубины возможно в случае принятия специальных дополнительных мер.

С учетом фактического состояния скважины и уточненных шрно-гео-логических условий бурение до проектной глубины предлагается вести в следующей последовательности:

— разбурить цементные мосты до глубины 4883 м;

— выполнить диагностику крепи скважины в интервале 48834500 м;

— провести необходимые дополнительные мероприятия по результатам диагностики;

— спустить 193,7x197 мм колонну в интервале 4526 - 0, состыковать ее с хвостовиком и зацементировать колонну в интервале 4526 - 3900 м;

— пробурить ствол скважины до проектной глубины 6150 м;

— спустить хвостовик диаметром 139,7 мм (безмуфтовой) в интервале 6150м- 4000 м.

При невозможности обеспечить герметичность скважины ниже 4526 м предлагается пробурить второй ствол с глубины 4450 м до 5650 м, спустить в него колонну 178x194x197 мм, а затем пробурить скважину до проектной глубины и спустить хвостовик эксплуатационной колонны диаметром 127 мм. При этом рекомендуется буровой раствор ОиЯ'АТНЕЯМ фирмы «М-1-8\¥АСО» при температуре до 220 °С и раствор РУЯО-ОЯ1ЬЬ фир-

мы «BAKER HUGHES» - до 240 °С. Резервный вариант - буровой раствор MEGADRIL фирмы «М-I SWACO».

Ввод в эксплуатацию газовых залежей Крупской площади целесообразен по любому из рассмотренных вариантов. Наиболее высокий чистый дисконтированный доход, норма внутренней доходности, индекс доходности будут достигнуты при разработке месторождения по первому варианту как при окончании строительства вертикальной скважины, так и при зарезке второго ствола в скважине № 1 Крупская. Инвестиционный проект достаточно устойчив к колебаниям объема капитальных вложений и менее устойчив к колебаниям цены на реализацию продукции [7].

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Дубенко В.Е. Расчетный метод обоснования интервалов установки колонн-хвостовиков в газовых скважинах / В.Е. Дубенко,

B.И. Чернухин, В.А. Васильев // Пути повышения скоростей бурения и сокращения сроков строительства скважин: материалы научно технического совета. (Тюмень, ноябрь 2004) / М: ИРЦ Газпром 2005. С. 102-112.

2. Горонович С.Н. Методы обеспечения совместимости интервалов бурения. М.: Газпром экспо, 2009. 356 с.

3. Булатов А.И., Проселков Ю.М. Решение практических задач при бурении и освоении скважин: справ, пособие. Краснодар: Совет. Кубань, 2006. 744 с.

4. Спивак А.И., Попов А.Н. Разрушение горных пород при бурении скважин: учебник для вузов. М.: Недра, 1994. 261 с.

5. Соловьев Е.М. Задачник по заканчиванию скважин: учеб. пособие для вузов. М.: Недра, 1989. 251 с.

6. Гасумов РА. Геологические факторы, влияющие на качество крепления скважин (на примере конкретной скважины Прибрежной группы месторождений) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2014. №12.

C. 48-53.

7. Гасумов РА. Риски при бурении поисково-разведочных скважин в осложненных горно-геологических условиях // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. 2014. № 9. С. 26-30.

REFERENCES

1. Dubenko V.Y. Design method of substantiation of intervals to install the liners in gas wells / V.Y. Dubenko, V.I. Chernukhin, V.A. Vasilyev// Ways to improve drilling rates and reduce the time of construction of wells: materials of scientific and technical advice. (Tyumen, November 2004) / M.: IRC Gazprom 2005. P. 102-112.

2. Goronovich S.N. Methods of assuring compatibility of drilling intervals. M.: Gazprom expo, 2009. P. 356.

3. Bulatov A.I. Proselkov Y.M. The solution of practical problems in the drilling and development of wells: reference book. Krasnodar: Council. Kuban, 2006. P. 744.

4. Spivak A.I., Popov A.N. The destruction of rocks during drilling of wells: a textbook for high schools. M.: Nedra, 1994. P. 261.

5. Solovyov E.M. Problem book on completion of wells: manual for schools. M.: Nedra, 1989. P. 251.

6. Gasumov R.A. Geological factors affecting the quality of well stabilization (by example of the well of Coastal Group fields) // Geology, geophysics and development of oil and gas fields. 2014. No. 12. P. 48-53.

7. Gasumov R.A. Risks for drilling exploration wells under complicated geological conditions // Problems of Economics and Management of oil and gas complex. 2014. No9. P. 26-30.