Способ экспрессной изоляции поглощающей зоны в скважине при высокодебитном межпластовом перетоке из вышележащего высоконапорного пласта, насыщенного крепкими рассолами, и пакерное оборудование для его осуществления
METHOD FOR RAPID ISOLATION OF ABSORBING ZONE IN WELL WITH HIGH-FLOW INTER-COMPARTMENT FLOW FROM SUPERHIGH STRATUM SATURATED WITH STRONG BRINES, AND PACKER EQUIPMENT FOR IMPLEMENTATION THEREOF

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких скважин, добычи нефти и газа, в частности, к способам быстрой изоляции зоны гидроразрыва пласта и катастрофического поглощения в условиях межпластового перетока из межсолевого рапопроявляющего в поглощающий пласт.
3
3
Особенностью геологического строения некоторых месторождений углеводородов является наличие аномально гидропроводных каверно-трещинных карстово-объединенных межсолевых пластов коллекторов [Лусиа Ф. Дж. Построение геолого-гидродинамической модели карбонатного коллектора: интегрированный подход. - М. - Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика». Ижевский ин-т комп. иссл., 2010, - 384 с.] с аномально-высокими пластовыми давлениями (АВПД) флюидов - рапы, нефти и газа в средней части разреза осадочного чехла (например, одно из нефтегазоконденсатных месторождений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции) на глубинах 1300-2000 м, вскрытие забоем скважины высокодебитных (до 5-8 тыс. м/сут) рапопроявляющих каверно-трещинных пластов-коллекторов затрудняет или исключает бурение скважин на целевые нижележащие горизонты (глубины 3300-3600 м) с углеводородным (УВ) насыщением и аномально низким пластовым давлением (АНПД). Продолжение бурения без перекрытия межсолевых высоконапорных продуктивных пластов невозможно в силу несовместимости условий бурения. Межсолевые зоны АВПД характеризуются очень высокими пластовыми давлениями (более 40 МПа на глубинах по вертикали 1300-2000 м) и насыщением в виде предельно насыщенных рассолов (плотность до 1450 кг/м). В то же время по геопромысловым данным межсолевые коллекторы локализованы в геологическом разрезе, и поэтому аномально высокое пластовое давление (АВПД) рапы характерно в локальном интервале разреза - в конкретном межсолевом пласте-коллекторе, а ниже по разрезу в пластах-коллекторах фиксируется пластовое (поровое) давление, близкое к нормальному гидростатическому [Вахромеев А.Г., Сверкунов С.А., Ильин А.И., Поспеев А.В. Горлов И.В. Горно-геологические условия бурения рапопроявляющих зон с аномально высоким пластовым давлением в природных резервуарах кембрия на Ковыктинском газоконденсатном месторождении // Известия Сибирского отделения Секции наук о Земле РАЕН, 2016. - №2 (55). - С. 74-87].
3
3
При вскрытом рапопроявляющем пласте-коллекторе с АВПД рапы продолжение бурения скважины на тяжелом буровом растворе плотностью более 2420 кг/м, либо с противодавлением при бурении с регулируемым давлением нередко приводит к самопроизвольному возникновению гидроразрыва пласта в нижележащих по разрезу «слабых» пластах (то есть в пластах с пластовым (поровым) давлением, близким к гидростатическому). В этом случае в открытом стволе скважины между высокодебитным рапогазопроявляющим и поглощающим пластами возникает межпластовый переток, который крайне сложно ликвидировать. Одной из значимых особенностей такого перетока является то, что зона искусственной трещины авто-гидроразрыва пласта (авто-ГРП) на забое формируется самопроизвольно. Далее, с момента зарождения трещины авто-ГРП, рапопроявляющий межсолевой АВПД-пласт поддерживает давление (перепад давления - репрессию) в открытом стволе скважины, обеспечивающее непрерывное расширение области распространения трещины авто-ГРП от забоя скважины по пласту, т.е. поддерживает авто-ГРП-процесс подобно тому, как это реализуется при плановом создании и закреплении искусственной ГРП-трещины [Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта// М.: Недра, 1986. - 165 с.] Второй значимой особенностью такого спонтанного межпластового перетока в скважине в интервале между пластами рапогазопроявляющим и поглощающим является расход флюида (рапы) на уровне нескольких тысяч м/сут.
Таким образом, перепад давлений dP (репрессия между величиной АВПД рапопроявляющего и величиной порового давления поглощающего пластов) и расход рапы - природной флюидной системы, обеспечиваемые природными параметрами рапопроявляющего пласта, формируют проблему в буровом цикле - как надежно выполнить изоляцию зоны авто-ГРП - зоны катастрофического поглощения, поскольку в условиях высокодебитного перетока невозможно качественно зацементировать обсадную колонну, которой планируют перекрыть рапопроявляющие трещинные пласты-коллекторы и поглощающие межсолевые пласты.
При этом изоляция вышележащего высоконапорного рапопроявляющего пласта без отсечения на забое нижележащего поглощающего пласта при межпластовом перетоке невозможна.
Известен (патент РФ на изобретение №2018631, Е21В 33/138 (1990.01), дата публикации: 30.08.1994) тампон для изоляции зоны поглощения при бурении скважин, содержащий ленточно-нитевидный наполнитель, разбуриваемый груз, который выполнен с возможностью его размещения в стволе скважины в рабочем положении, а ленточно-нитевидный наполнитель выполнен в виде пучка с возможностью его расправления в потоке тампонажного раствора, при этом один из концов пучка ленточно-нитевидного наполнителя жестко связан с разбуриваемым грузом.
3
3
Известен (патент РФ на изобретение 2049909, Е21В 33/14 (1995.01), дата публикации: 10.12.1995) тампон для изоляции зоны поглощения при бурении скважин, содержащий ленточно-нитевидные наполнители различной плотности и груз из разбуриваемого материала, при этом наполнители содержат разноразмерные ленточные лоскуты и выполнены в виде пучка, один из концов которого жестко связан с торцевой частью груза, причем наполнители с плотностью меньше 1 г/см связаны с центральной частью груза, а наполнители с плотностью больше 1 г/см с периферийной частью груза.
Известна («Геофизические методы исследования скважин», М: «Недра», 1983, 591 с, стр. 32) конструкция пакера, содержащего трансформируемый корпус, причем в корпусе размещено средство, препятствующее прохождению жидкости, представляющее собой слой волокон, выполненных из органических полимеров и/или стекловолокна, причем корпус выполнен из материалов, по меньшей мере, малорастворимых в скважинной жидкости.
Известно (патент РФ на изобретение №2330931, Е21В 33/12 (2006.01), G01V 1/00 (2006.01), дата публикации: 10.08.2008) устройство, выполняющее функцию пакера или временной пробки, которое представляет собой трансформируемый пакер, спускаемый на глубину установки на трубах или геофизическом кабеле.
Недостатком перечисленных технических решений известных тампонов и пакеров рассмотренных конструкций следует признать сложность их установки в скважине при межпластовом перетоке, а именно возникновение повышенных нагрузок на геофизический кабель после прохождения проявляющей зоны, в результате которых может возникнуть отсоединение пакера от геофизического кабеля до приведения его в действие, а при использовании колонны труб могут возникнуть очень большие одномоментные растягивающие нагрузки - до 70 тонн, и невозможность удерживать большие перепады давления (репрессию) между проявляющим и поглощающим пластом 5-15 МПа.
Наиболее близким по технической сущности устройством является («Геофизические методы исследования скважин», М., «Недра», 1983, 591 с, стр. 550 - прототип устройства) конструкция взрывного разбуриваемого пакера, содержащего корпус, трансформируемый давлением пороховых газов.
Недостатком данного устройства является то, что он может использоваться в обсадной колонне с выдержанным внутренним диаметром, а в открытом стволе диаметр не выдержан из-за каверн, его установка неэффективна. Также подача сигнала для активации взрыв-пакера осуществляется через электрический импульс. При установке в скважине при межпластовом перетоке возникают повышенные нагрузки на геофизический кабель после прохождения проявляющей зоны, в результате которых может возникнуть отсоединение пакера от геофизического кабеля до приведения его в действие, а при использовании колонны труб могут возникнуть очень большие одномоментные растягивающие нагрузки - до 70 тонн, и невозможность удерживать большие перепады давления (репрессию) между проявляющим и поглощающим пластом 5-15 МПа. В результате чего активация взрыв-пакера не представляется возможным.
Наиболее близким по технической сущности способом является способ проведения изоляционных работ в скважине (патент РФ на изобретение №2414586, Е21В 33/13 (2006.01), Е21В 33/12 (2006.01), дата публикации 20.03.2011 - прототип способа), содержащий спуск разбуриваемого пакера на колонне бурильных труб, распакеровку и проведение работ по изоляции зоны поглощения нижележащего и вышележащего интервала.
Недостатком данного способа является то, что использование при спуске разбуриваемого пакера на колонне бурильных труб в зону межпластового перетока (выше находится высоконапорный проявляющий пласт, ниже - поглощающий пласт) будет резкий прирост веса на крюке за счет перепада давления между проявляющим и поглощающим пластом более 10 МПа, прирост веса в диаметре ствола 295,3 мм может составить до 70 тонн к собственному. В данном случае весьма вероятны аварийные ситуации. Также этот способ является достаточно длительным по времени.
Задачей предлагаемого изобретения является разработка алгоритма (последовательности операций) в цикле бурения скважины с целью экспрессной (быстрой) временной изоляции зоны поглощения и возникшего высокодебитного межпластового перетока, который (алгоритм) надежно обеспечит возможность продолжения работ по изоляции высоконапорного проявляющего пласта на забое скважины, в дальнейшем обеспечит возврат к работам по окончательной изоляции поглощающего пласта, бурения и заканчивания скважины и дальнейшей добычи нефти и газа из нижележащих пластов, а также разработка применяемого для осуществления предлагаемого способа пакерного оборудования.
Сущность предлагаемого изобретения - экспрессная (быстрая) временная изоляция нижележащего поглощающего пласта путем установки пакерного оборудования, включающего два разбуриваемых пакера с разным принципом срабатывания в ствол скважины.
Технический результат - доведение скважины до проектного забоя, надежного крепления открытого ствола скважины обсадной колонной и обеспечение безаварийной добычи нефти и газа (достигается упрощением технологии размещения пакеров в скважине).
Технический результат достигается предлагаемым способом экспрессной изоляции поглощающей зоны в скважине при высокодебитном межпластовом перетоке из вышележащего высоконапорного пласта, насыщенного крепкими рассолами, включающий определение глубины кровли поглощающего пласта и глубины зоны поглощения по данным геофизических исследований, спуск разбуриваемого пакерного оборудования в скважину на спусковом инструменте, при этом спуск разбуриваемого пакерного оборудования осуществляется на геофизическом кабеле с установленной нагрузкой на разъединение 20 кН сверх собственного веса, далее при спуске ниже интервала высоконапорного рапопроявляющего пласта вследствие создания дополнительной нагрузки на разгонный блок за счет перепада давления между проявляющим и поглощающим пластом происходит отсоединение кабеля от пакерного оборудования, при этом пакерное оборудование, увлекаемое потоком жидкости, разгоняется и доходит до забоя, где при ударе головной части утяжеляющего конусного пригруза с разгонным блоком об забой трансформируемый пакер за счет скорости движения по стволу скважины деформируется и перекрывает поток жидкости в поглощающий пласт, далее водонабухающий пакер дополнительно изолирует зону поглощения, и с течением времени выпадающая из рассола соль дополнительно изолирует поглощающий пласт, обеспечивая дальнейший переход к работам по изоляции высоконапорного рапопроявляющего пласта обсадной колонной.
Пакерное оборудование включает трансформируемый пакер с заделкой под геофизический кабель, при этом оно дополнительно содержит водонабухающий пакер, утяжеляющий конусный пригруз с разгонным блоком, снабженным хвостовым оперением, при этом пакеры жестко связаны между собой штоком, а утяжеляющий конусный пригруз с разгонным блоком соединен с трансформируемым пакером гибкой сцепкой.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 представлен общий вид предлагаемого пакерного оборудования для осуществления способа.
Пакерное оборудование включает в свою компоновку (фиг. 1): утяжеленный конусный пригруз 1 с разгонным блоком 2 с хвостовым оперением, служащий направлением при спуске компоновки пакеров, в том числе после отсоединения геофизического кабеля, гибкая сцепка 3, трансформируемый пакер 4, водонабухающий пакер 5, шток 6, соединяющий трансформируемый 4 и водонабухающий 5 пакеры, заделка 7 под геофизический кабель.
На фиг. 2 показан вид пакерного оборудования после активации на забое скважины.
На фиг. 3 показан выполненный в верхней части утяжеленного конусного пригруза 1 разгонный блок 2 с хвостовым оперением, который больше диаметра скважины 8.
ПРИМЕР
В качестве примера показаны типичные условия при вскрытии бурением высоконапорных высокодебитных пластов, насыщенных крепкими рассолами, на одном из нефтегазоконденсатных месторождений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП).
Глубина спуска предыдущей обсадной колонны 245 мм - 2100 м.
Глубина высоконапорного пласта - 2150 м.
2
Давление в высоконапорном пласте - 52 МПа (градиент пластового давления 2,42 кг/см на 10 м).
3
3
Дебит высоконапорного пласта 4000 м/сут при депрессии в 10 МПа. При депрессии 7 МПа дебит составляет 3000 м/сут.
3
Плотность бурового раствора - 1900 кг/м.
3
3
При бурении долотом 215,9 мм на плотности бурового раствора 2000 кг/см с регулируемым давлением на глубине 2150 м вскрыт высоконапорный продуктивный рапоносный пласт с АВПД. Устьевое давление выросло до 9 МПа. При вымыве забойной пачки зафиксировано поступление природного рассола - рапы в ствол скважины (плотность 1400 кг/м) с увеличением газопоказаний до 5-8%.
3
Далее продолжено бурение до глубины 2300 м с регулируемым давлением с противодавлением на устье 9-10 МПа. Наблюдалось поглощение до 2-3 м/ч. Поступление рассола-рапы в скважину не зафиксировано.
При забое 2300 м закрытием роторного устьевого герметизатора (РУГ) устьевое давление было увеличено до 12 МПа, при этом произошло резкое падение устьевого давления до 0, зафиксировано полное поглощение. Статический уровень в скважине упал до глубины 50 м (давление приемистости поглощающего пласта составляет ориентировочно 45 МПа). В скважине начался межпластовый переток при перепаде давления между проявляющим и поглощающим пластом 7 МПа. Далее проводится стандартный комплекс геофизических исследований скважины по определению глубины кровли поглощающего пласта и глубины зоны поглощения по данным геофизических исследований. По данным геофизических исследований скважины зона поглощения идентифицируется на забое (глубина 2300 м) в карбонатном пласте. Кровля карбонатного пласта по данным геофизических исследований идентифицируется на глубине 2295 м. Либо глубина кровли также может быть определена по падению механической скорости при бурении галогенно-карбонатной толщи. Диаметр скважины в карбонатном пласте близок к номинальному, так как каверны в твердых породах не намываются, что оптимально для установки компоновки пакеров. При этом мощность карбонатного пласта (5 м) позволяет произвести установку компоновки пакеров в данном карбонатном пласте.
В целом пакерное оборудование собирается в виде стрелы с головной частью в виде охотничьей пули с разгонным блоком.
Утяжеляющий конусный пригруз в головной части сборки играет центрирующую роль и роль утяжелителя (90% веса сборки). Все элементы компоновки пакеров выполняются из легкоразбуриваемых материалов. Утяжеляющий конусный пригруз может быть выполнен из медных, латунных и свинцовых сплавов.
Гибкая сцепка ориентировочно составляет по длине около 0,4 м.
Длина сборки пакеров определяется по результатам геофизических исследований скважины для определения оптимального расстояния между пакерами и перекрытия зоны поглощения.
Производится спуск пакерного оборудования, включающего компоновку пакеров: трансформируемый 4 и водонабухающий 5, на геофизическом кабеле до глубины 2150 м. Длина сборки пакеров подобрана таким образом, что кратно превышает суммарную длину зоны поглощения в призабойной зоне скважины. Далее фиксируется рост нагрузки (ориентировочный прирост веса при избыточном давлении 7 МПа на пакер составит около 250 кН), произойдет отсоединение кабеля от пакерного оборудования при нагрузке более 20 кН (что является одной из стандартных величин при заделке 7 геофизического кабеля), далее скоростью потока (около 1 м/с) компоновка пакеров увлекается на забой. Трансформируемый пакер 4 деформируется об забой скважины за счет скорости движения в потоке и последующего роста давления на пакер (7 МПа, что соответствует по силе воздействия величине 250 кН), и перекрывает зону поглощения, с течением времени водонабухающий пакер 5 дополнительно перекрывает зону поглощения, при этом выпадающая из рассола соль из-за смены термобарических условий (в скважине относительно пластовых) дополнительно изолирует поглощающий пласт.