Способ создания фильтрационной завесы при бурении высоконапорных пластов, насыщенных крепкими хлоридно-кальциевыми рассолами

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин и, в частности, к способу изоляции высоконапорных пластов, насыщенных крепкими хлоридно-кальциевыми рассолами, для продолжения безаварийного бурения на нижележащий коллектор нефти и газа. При осуществлении способа определяют приемистость высоконапорного пласта и осуществляют закачку буферной пачки с использованием карбоната калия перед магнезиально-фосфатным тампонажным раствором. После контакта карбоната калия с пластовыми водами, насыщенными солями хлорида кальция, происходит химическое осаждение карбоната калия в виде карбоната кальция (нерастворимый мел). Коэффициент растворимости K₂CO³ (в г на 100 г воды) равен 111,0 при 20°С и 139,2 при 80°С, плотность - 2,428 г/см³, что существенно повышает эффективность фильтрационной завесы (за счет образования большего объема нерастворимого осадка). Далее производят закачку цемента в зону проявления на поглощение. По истечении некоторого времени, происходит химическое осаждение карбоната кальция. После чего производят опрессовку цементного моста, его разбурку и дальнейшее бурение скважины. Изоляцию высоконапорных пластов, насыщенных крепкими хлоридно-кальциевыми рассолами, осуществляют путем создания комплексного химического и физического барьера в призабойной зоне пласта. Повышается эффективность крепления скважин, обеспечивается возможность продолжения бурения на нижележащие коллекторы нефти и газа. 1 табл.

 

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности, к способу изоляции высоконапорных пластов, насыщенных крепкими хлоридно-кальциевыми рассолами для продолжения безаварийного бурения на нижележащий коллектор нефти и газа.

Особенностью геологического строения некоторых месторождений углеводородов является наличие рапопроявляющих пластов с аномально-высокими пластовыми давлениями (АВПД), которые затрудняют или исключают возможность качественного крепления скважины. Основные трудности при креплении скважин вызывает аномально-высокое пластовое давление (большой перепад давления на цементную крепь относительно нормального гидростатического давления) и агрессивная коррозионная среда (кислая среда, наличие агрессивных солей и т.д.).

Высоконапорные рапопроявляющие пласты особенно часто встречаются при строительстве глубоких скважин в районах Восточной Сибири, что демонстрируется данными таблицы 1, приводимой ниже.

Как видно из таблицы 1, основную массу солей составляет хлорид кальция (CaCl₂).

Известен способ обеспечения безопасности буровых работ при вскрытии высоконапорных пластов, состоящий в использовании для профилактики фонтанного выброса специальных утяжеленных буровых растворов [Калинин А.Г., Левицкий А.З. Технология бурения разведочных скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. -М.: Недра, 1988. - с. 98-99. Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин. - М.: Недра, 1984. - 317 с.]. Для их приготовления необходимы дорогостоящие и дефицитные реагенты: бромиды и нитраты поливалентных металлов, биополисахариды, гидроксиэтилированные производные целлюлозы и многоатомных спиртов, барит, целестин, гематит, галенит и др.

Недостатками данного способа являются высокая стоимость бурового раствора, большие сложности в его приготовлении и поддержании необходимых технологических параметров в условиях поступления высокоминерализованного рассола из высоконапорного пласта, а также незастрахованность проводимых работ от спонтанных выбросов и разлива пластового флюида по земной поверхности в тех случаях, когда плотность бурового раствора не обеспечивает превышение гидростатического давления над пластовым. Завоз утяжелителей в количестве 400-600 т на скважину и хранение приготовленного тяжелого бурового раствора крайне затратны.

Известен способ вскрытия высоконапорных пластов, насыщенных крепкими рассолами (Патент РФ на изобретение №2365735). Он заключается во вскрытии высоконапорного пласта с одновременной утилизацией рассола в поглощающий пласт за предыдущей обсадной колонной. Тем самым достигается возможность первичного вскрытия и бурения по высоконапорному пласту с целью его последующего освоения и добычи рассола для переработки на поверхности земли с извлечением брома, лития, магния и других ценных элементов и соединений. Указанный способ разработан с целью скважинной добычи высоконапорных рассолов как самостоятельного гидроминерального сырья.

Данный способ имеет один существенный недостаток, а именно: не учитывает необходимость снижения интенсивности проявления рассолов и крепления обсадной колонной высоконапорного продуктивного пласта в условиях высокодебитного проявления крепких рассолов с высоким содержанием CaCl₂. Без проведения данной операции невозможно продолжение дальнейшего бурения скважины на нижележащие углеводородные (УВ) горизонты с задачей вскрытия и испытания продуктивного нефтегазоносного пласта.

Известен способ предупреждения межколонных газонефтеводопроявлений в нефтяных и газовых скважинах (патент РФ на изобретение №2493354), включающий заполнение межтрубного пространства выше цементного раствора глинистым раствором. Согласно предлагаемому изобретению, применяют утяжеленный баритом глинистый нестабилизированный раствор, который прокачивают во время процесса цементирования перед цементным раствором для создания баритовой пробки, причем объем утяжеленного раствора - не менее объема межтрубного пространства над цементом.

Недостатком данного способа являются большие временные затраты на физическое осаждение утяжелителей (барита, гематита и т.д.), кроме того, при хранении утяжеленного раствора в емкостях может происходить частичное осаждение утяжелителя, что приведет к отклонению фактической концентрации утяжелителя от плановой.

Известен способ изоляции притоков рапы в скважине (авторское свидетельство СССР №1444505), включающий изоляцию притоков рапы за счет образования пробки в стволе скважины из седиментационного материала и кристаллизации солей при вызове притока из скважины, при котором скорость восходящего потока рапы будет меньше скорости осаждения частиц седиментационного материала.

Недостатком данного способа является невозможность дальнейшего углубления скважины, так как после разбуривания пробки в стволе приток рапы возобновится.

Наиболее близким способом по технической сущности является способ строительства скважины в осложненных условиях (Патент РФ на изобретение №2630519), выбранный в качестве прототипа, включающий бурение и крепление ствола скважины обсадной колонной до кровли высоконапорного пласта, вскрытие бурением высоконапорных пластов с использованием мер противофонтанного выброса. После вскрытия высоконапорных пластов производят подбуривание зумпфа 30 м, и осуществляют закачку в призабойную зону пласта буферной жидкости на основе охлажденного рассола. Используют охлажденный частично раскристаллизованный рассол из амбара, полученный ранее при бурении по высоконапорному пласту. Закачивают цементный раствор на основе магнезиально-фосфатного тампонажного раствора в заданном объеме. Его закачивают в зону проявления под давлением, обеспечивающим 5% запас над давлением высоконапорного пласта. После закачки скважину оставляют на этом противодавлении. При необходимости операцию повторяют. После снижения интенсивности проявления до значений 5-10 м³/час продолжают бурение на переливе с этим дебитом с одновременной закачкой получаемого объема притока рассола в заранее сформированную зону поглощения. При достижении забоем проектных отметок кровли продуктивного целевого пласта с нефтяным или газовым насыщением осуществляют спуск дополнительной обсадной колонны с прочностными характеристиками на смятие, превышающими пластовое давление в интервале проявления крепких рассолов. Производят цементирование упомянутой колонны тяжелым цементным раствором и магнезиально-фосфатным тампонажным раствором из расчета превышения гидростатического давления цементного раствора над давлением в проявляющем пласте. Опрессовку обсадной колонны производят не ранее, чем через 3 суток после цементирования. Далее продолжают бурение по целевому нефтяному или газовому пласту.

Недостатками данного способа являются трудности в охлаждении рассола в летнее время года и необходимость использования рапонакопителя для набора рассола в емкость. Также такого типа рассолы обладают высокой коррозионной активностью. Помимо прочего, процесс обвальной кристаллизации солей в призабойной зоне пласта с целью получения фильтрационной завесы и снижения перепада давления в системе «скважина-пласт» может быть не достигнут в полной мере в связи с тем, что химический состав рапы от скважины к скважине серьезно меняется и скорость прохождения реакции замедляется. В случае, если фильтрационная завеса не образуется в полной мере и перепад давления из АВПД-пласта в скважину не снижается, все аномальное давление перераспределится на цементую крепь, что существенно ухудшает качество крепления скважин. Существуют риски межпластовых и заколонных перетоков.

Задачей предлагаемого изобретения является разработка последовательности действий, обеспечивающих изоляцию высоконапорных пластов, насыщенных крепкими хлоридно-кальциевыми рассолами, необходимую для продолжения безаварийного бурения на нижележащий коллектор нефти и газа.

Сущность предлагаемого изобретения - изоляция высоконапорных пластов, насыщенных крепкими хлоридно-кальциевыми рассолами, путем создания комплексного химического и физического барьера в призабойной зоне пласта (ПЗП).

Технический результат - повышение эффективности крепления скважин и возможность продолжения бурения на нижележащие коллекторы нефти и газа.

Технический результат достигается предлагаемым способом создания фильтрационной завесы при бурении высоконапорных пластов, насыщенных крепкими хлоридно-кальциевыми рассолами, включающим определение приемистости высоконапорного рапогазонасыщенного пласта, закачку буферной жидкости и магнезиально-фосфатного тампонажного раствора в пласт на поглощение, при необходимости повторение операции для снижения интенсивности проявления до значений 5-10 м³/час, продолжение бурения до проектного забоя, спуск дополнительной обсадной колонны с прочностными характеристиками на смятие, превышающими пластовое давление в интервале проявления крепких рассолов, после чего цементирование производят тяжелым цементным раствором и магнезиально-фосфатным тампонажным раствором из расчета превышения гидростатического давления цементного раствора над давлением в проявляющем пласте, при этом опрессовку обсадной колонны производят не ранее чем через 3 суток после цементирования, далее продолжают бурение по целевому нефтяному или газовому пласту, при этом в качестве буферной жидкости используют насыщенный в технической воде при 20 градусах Цельсия раствор карбоната калия концентрацией 1050 кг/м³, причем перед закачкой буферной жидкости прокачивают нагретую до 60-70 градусов Цельсия техническую воду, при этом после окончания закачки с целью недопущения прихвата труб в призабойной зоне рапогазонасыщенного пласта бурильные трубы приподнимают через закрытый универсальный превентор на 50 м с сохранением избыточного устьевого давления, которое фиксировалось в конце закачки, потом промывают скважину в объеме одного цикла, со штуцированием затруба с тем, чтобы сохранить давлением положение пачки карбоната калия и пачки магнезиально-фосфатного тампонажного раствора, и далее закрывают устье и оставляют скважину на ожидание затвердевания цемента с противодавлением на устье, равным значению давления штуцирования.

При контакте карбоната калия концентрацией 1050 кг/м³, растворенного в технической воде, с пластовыми водами, насыщенными солями хлорида кальция, происходит химическое осаждение карбоната калия в виде нерастворимого осадка карбоната кальция, играющего роль фильтрационной завесы. Первоначальная прокачка технической воды, разогретой до 60-70 градусов Цельсия, позволяет увеличить скорость прохождения химической реакции выпадения осадка в пласте. В то же время она служит разделяющей средой между хлоридно-кальциевой рапой пласта и растворенным в технической воде карбонатом калия, что позволяет закачать в рапопроявляющий пласт полностью расчетные объемы буфера карбоната калия и цементного раствора. При отсутствии разделяющей среды возможно обвальное образование осадка в ПЗП до момента окончания закачки, что приведет к резкому повышению давления и преждевременной остановке работ.

Предлагаемый способ содержит решение, которое основывается на создании химического барьера в призабойной зоне через закачку буферной жидкости, содержащей карбонат калия, в проявляющий пласт на поглощение. Химическая реакция выглядит следующим образом:

В результате данной реакции образуется карбонат кальция, который формируют искусственную фильтрационную завесу, заполняющую трещинное пространство рапогазопроявляющего пласта. При этом на 100 грамм карбоната калия образуется 72 грамма осадка (химический барьер). После этого окончательная изоляция трещин производится установкой цементных мостов на основе магнезиально-фосфатного цемента на поглощение (физический барьер).

Карбонат калия очень хорошо растворим в воде. Коэффициент растворимости K₂CO₃ (в г на 100 г воды) равен 111,0 при 20°С и 139,2 при 80°С, плотность - 2,428 г/см³, что существенно повышает эффективность фильтрационной завесы (за счет образования большего объема нерастворимого осадка).

Концентрация карбоната калия ниже 1050 кг/м³ менее эффективна, а концентрация этого компонента выше 1050 кг/м³ - практически невозможна из-за предела растворимости K₂CO₃ в воде при 20°С (Я.А. Рязанов. Справочник по буровым растворам. - М.: Недра, 1979 - С. 196-197).

При необходимости проведения освоения рапогазонасыщенного пласта разрушение фильтрационной завесы (экрана) может быть достигнуто раствором соляной кислоты, так как завеса представляет собой осадок карбоната кальция.

ПРИМЕР

В качестве примера показаны типичные условия при вскрытии бурением высоконапорных 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 рапогазонасыщенного пласта - 2150 м.

Давление в высоконапорном рапогазонасыщенном пласте - 52 МПа (градиент пластового давления 2,42 кг/см² на 10 м).

Дебит высоконапорного рапогазонасыщенного пласта 4000 м³/сутки при депрессии в 10 МПа.

Плотность бурового раствора - 1900 кг/м³.

При бурении долотом 215,9 мм на плотности бурового раствора 2000 кг/см³ с регулируемым давлением на глубине 2150 м вскрыт высоконапорный продуктивный рапогазонасыщенный пласт с АВПД. Устьевое давление выросло до 9 МПа. При вымыве забойной пачки зафиксировано поступление природного рассола - рапы в ствол скважины (плотность 1400 кг/м³) с увеличением газопоказаний до 5-8%.

Для решения данной проблемы предложен способ, подразумевающий создание фильтрационной завесы по следующему алгоритму: вскрытие на полную мощность высоконапорного рапогазонасыщенного пласта с помощью компоновки бурильных труб с долотом, смены компоновки бурильных труб в скважине на «открытую воронку», тестирование проявляющего рапогазонасыщенного пласта на приемистость, определение значения устьевого давления начала поглощения, приемистости пласта-коллектора на нескольких режимах закачки. Затем осуществляют закачку горячей технической воды в объеме 5 м³ и следом закачивают буферную жидкость в объеме 10 м³ на основе технической воды с заранее растворенным в ней карбонатом калия концентрацией 1050 кг/м³. Далее по циркуляции (без остановки) за буферной жидкостью с карбонатом калия закачивают цементный раствор на основе магнезиально-фосфатного цемента в объеме 15-20 м³. Цементирование производят тяжелым цементным раствором плотностью 2470 кг/м³ и магнезиально-фосфатным тампонажным раствором (МФТР) плотностью 1900 кг/м³ из расчета превышения гидростатического давления цементного раствора над давлением в проявляющем пласте. После закачки цементного раствора и продавки его буровым раствором в пласт-коллектор на поглощение производят технический отстой с сохранением противодавления на пласт, которое было зафиксировано на устье в конце закачки (давление начала поглощения). Во время технического отстоя происходит химическая реакция буферной жидкости с пластовой водой, и образуется химический осадок, создающий непроницаемый экран в пласте-коллекторе вокруг ствола скважины, в ПЗП, и процесс схватывания МФТР.

С целью недопущения прихвата бурильных труб в призабойной зоне рапогазопроявляющего пласта бурильные трубы приподнимают через закрытый универсальный превентор на 50 м с сохранением избыточного устьевого давления, которое фиксировалось в конце закачки, потом промывают скважину в объеме одного цикла, со штуцированием затруба с тем, чтобы сохранить давлением положение пачки карбоната калия и пачки магнезиально-фосфатного тампонажного раствора, и далее закрывают устье и оставляют скважину на ожидание затвердевания цемента с противодавлением на устье, равным значению давлеция штуцирования. Используют бурильные трубы с заплечиком на замках 18 градусов для протаскивания через превентор универсальный (ПУГ).

Превышение давления над пластовым и крепление затрубного пространства обсадной колонны в условиях поддержания постоянного устьевого давления также может быть сформировано за счет цементировочного агрегата ЦА-320. Опрессовку обсадной колонны после цементирования производят не ранее чем через 3 суток после цементирования. Далее продолжают бурение по целевому нефтяному или газовому пласту.

Способ создания фильтрационной завесы при бурении высоконапорных пластов, насыщенных крепкими хлоридно-кальциевыми рассолами, включающий определение приемистости высоконапорного рапогазонасыщенного пласта, закачку буферной жидкости и магнезиально-фосфатного тампонажного раствора в пласт на поглощение, при необходимости повторение операции для снижения интенсивности проявления до значений 5-10 м³/час, продолжение бурения до проектного забоя, спуск дополнительной обсадной колонны с прочностными характеристиками на смятие, превышающими пластовое давление в интервале проявления крепких рассолов, после чего цементирование производят тяжелым цементным раствором и магнезиально-фосфатным тампонажным раствором из расчета превышения гидростатического давления цементного раствора над давлением в проявляющем пласте, при этом опрессовку обсадной колонны производят не ранее чем через 3 суток после цементирования, далее продолжают бурение по целевому нефтяному или газовому пласту, отличающийся тем, что в качестве буферной жидкости используют насыщенный в технической воде при 20 градусах Цельсия раствор карбоната калия концентрацией 1050 кг/м³, причем перед закачкой буферной жидкости прокачивают нагретую до 60-70 градусов Цельсия техническую воду, при этом после окончания закачки с целью недопущения прихвата труб в призабойной зоне рапогазонасыщенного пласта бурильные трубы приподнимают через закрытый универсальный превентор на 50 м с сохранением избыточного устьевого давления, которое фиксировалось в конце закачки, потом промывают скважину в объеме одного цикла, со штуцированием затруба с тем, чтобы сохранить давлением положение пачки карбоната калия и пачки магнезиально-фосфатного тампонажного раствора, и далее закрывают устье и оставляют скважину на ожидание затвердевания цемента с противодавлением на устье, равным значению давления штуцирования.