Совершенствование технологии строительства скважин на подсолевые отложения рассмотрено на примере бурения в горно-геологических условиях газовых месторождений Восточной Туркмении. Основными проблемами, осложняющими процесс бурения, при этом являются:
- присутствие в газах и пластовых водах агрессивных по отношению к промывочным жидкостям, цементам и оборудованию кислых компонентов (сероводорода, углекислого газа);
- проявления агрессивных высокоминерализованных рассолов (рапы), находящихся в недрах под высоким давлением;
- мощные интервалы хемогенных отложений, включающих деформирующиеся (релаксирующие) под действием горного давления участки;
- высокие пластовые давления в продуктивных горизонтах;
- наличие в разрезах мощных толщ осыпающихся и обваливающихся пород;
- наличие высоких температур в недрах, требующих применения специальных термостойких промывочных жидкостей, тампонажных цементов, резиновых уплотнительных элементов и др.
Не менее важной проблемой являлось отсутствие достаточно надежной предварительной информации о горно-геологических характеристиках разрезов, что не позволяло гарантировать правильность и надежность принимаемых на ее основе технико-технологических решений. Для повышения качества геологической информации о разрезе необходимо двигаться в двух направлениях:
- обобщение накопленных промысловых данных, построение геологических моделей с целью выявления закономерностей в изменении наиболее важных горно-геологических характеристик в региональном плане, а затем и в плане локальных прогнозов по площади (коэффициентов аномальности пластовых давлений, зон рапопроявлений, сероводородного заражения, температурных полей);
- натурные исследования основных горно-геологических характеристик разрезов (определение пластовых давлений, в том числе в непродуктивной части разреза, определения давлений гидроразрыва, бокового горного давления в массиве, собственной несущей способности разреза, исследование характеристик поглощающих объектов, деформационных свойств разрезов).
Практическую полезность натурных исследований можно показать на примере оптимизации конструкции скважин в условия вероятного притока рапы. По результатам гидродинамических исследований рапопроявляющих объектов была собрана информация, позволившая разработать методику дальнейших исследований. При этом отмечено, что в среднем в 30% случаев бурения глубоких скважин, вторая промежуточная колонна не спускалась, так как из-за низкой надежности конструкции и несоответствии ее горно-геологическим условиям бурения часть скважин по тем или иным причинам ликвидировалась раньше, чем достигалась подошва солей.
Прочностные характеристики промежуточных обсадных колонн подбирались из расчета 40% замещения раствора газом, и поскольку плотность бурового раствора принималась с некоторым завышением против пластового давления, опрессовочные давления на устье не превышали 15 МПа для 324 мм колонны и 25 МПа для 245 мм колонны. Такое положение являлось одной из основных причин ликвидации рапопроявляющих скважин, так как при рапопроявлениях ствол скважины оказывается обсаженным на недостаточную глубину, а в необсаженной части проявлялись неустойчивость разреза, осыпи и обвалы горных пород. Переход на утяжеленный буровой раствор в башмаке колонны к положительным результатам не приводил, а попытки герметизации скважины вызывали быстрый рост давления до предельно допустимого для колонны. Ни в одной из рапопроявляющих скважин полный цикл гидродинамических исследований рапопритока не был выполнен по причине недостаточной прочности обсадной колонны.
В дополнение к этому, по ряду площадей, введенных в глубокое поисковое бурение на подсолевые объекты, промышленная продуктивность была установлена по надсолевым отложениям; конструкции скважин на этих площадях подлежали пересмотру для приведения их в соответствие с требованиями охраны недр и Едиными техническими правилами ведения буровых работ. К тому времени было также установлено, что успешный спуск второй промежуточной колонны и полное перекрытие хемогенной толщи или ее части по ряду площадей не является достаточной гарантией выполнения скважиной проектной задачи: строительство скважины может быть прекращено из-за смятия колонн в солях, возникновения не ликвидируемых прихватов, встречи объектов с зонами АВПД, осложненных наличием сероводорода и углекислого газа, потерей устойчивости неперекрытой части хемогенной толщи.
На основе обобщения накопленных данных был выработан принципиальный подход к проектированию конструкций глубоких подсолевых скважин для условий газовых месторождений Восточного Туркменистана. Основные технологические требования этого подхода состоит в следующем:
- конструкция скважины должна гарантировать ее управление в любых возможных при бурении ситуациях, включая выброс рапы, а также сероводородосодержащих газов;
- конструкция скважины должна исключать межпластовые перетоки после разгерметизации, допускать возможность подавления притоков утяжеленными растворами и продолжение работ для выполнения проектной задачи.
В соответствии с новым подходом, конструкции скважин на подсолевые отложения претерпели существенные изменения. Вторая промежуточная колонна теперь проектировалась с целью перекрытия разреза до кровли хемогенной толщи и обеспечивала возможность управления скважиной и ликвидации осложнения, в том числе рапопроявлений из солей и газопроявлений из подсолевой толщи. Для изоляции зон возможных осложнений в солях (или просто для изоляции солей) и обеспечения таким образом оптимальных условий для вскрытия предполагаемой продуктивной части, предусматривался спуск «хвостовика» диаметром 194 мм (в основном или резервном варианте) в ствол диаметром 215,9 мм. Заканчивание скважины планировалось диаметром 161 мм со спуском колонны диаметром 140х168 мм (диаметр 140 мм без муфт) или диаметром 127х168 мм.
Уже в первых скважинах с такой конструкцией удалось вскрыть дополнительные, ранее не вскрывавшиеся интервалы разреза, давшие новую информацию. Была успешно пробурена рапопроявляющая скважина, на отдельных площадях получен промышленный газ из подсолевых отложений.
Строительство скважин по конструкции, включающей «хвостовик» диаметром 194 мм, потребовало усовершенствования, отработки и регламентирования новых технико-технологических решений. Учитывая, что на старых эксплуатируемых площадях несущая способность продуктивного горизонта в связи с падением пластового давления резко снижается, возникает проблема борьбы с катастрофическими поглощениями и управления скважин в таких условиях. Дополнительные вопросы состоят в обосновании прочностных характеристиках обсадных колонн по двум условиям:
- по устьевым давлениям опрессовки;
- по давлениям обжима колонны в солях.
В настоящее время расчет ожидаемых устьевых давлений производится для ситуации полного выброса бурового раствора и герметизации скважины. При этом для глубоких скважин расчетные устьевые давления достигают 40-60 МПа, чего никогда не наблюдалось в практике глубокого бурения Восточного Туркменистана. Опыт показывает, что чрезмерное завышение прочности труб против реально потребной связано со значительными дополнительными затратами, но в итоге ожидаемой отдачи полностью не дают.
Также для совершенствования технологии строительства скважин необходимо проведение натурных исследований характеристик горного массива. Предлагаемая методика испытаний необсаженного ствола скважин избыточным внутренним давлением
Позволяет, во-первых, определить давление гидроразрыва пород промывочной жидкостью; во-вторых, определить давление нагнетания (поглощения) промывочной жидкости в трещину разрыва; в-третьих, оценить фильтрационные утечки в приствольную зону при увеличении давления в стволе; в-четвертых, оценить несущую способность приствольной зоны и тампонирующих свойств промывочной жидкости; в-пятых, определить минимальное боковое горное давление (напряжение) в массиве, коэффициент бокового распора и коэффициент Пуассона; в-шестых, определить параметры деформации приствольной зоны и массива (по «податливости» стенок скважины и трещины разрыва); и, в-седьмых, проверить наличие (или отсутствие) естественных или искусственных макродефектов массива в пределах испытуемой части ствола (сбросовых нарушений, трещин гидроразрыва, негранулярных коллекторов повышенной проницаемости, дренированных зон).
Методика проведения исследований базируется на следующих представлениях о физической сущности процессов, возникающих в развивающихся при повышении давления в необсаженном стволе:
- повышение давления в герметизированной скважине (или в ее части, изолированной пакером) путем принудительного нагнетания раствора приводит к возникновению и развитию в ее стволе и приствольной зоне ряда процессов, каждый из которых превалирует на определенной стадии нагнетания; «стандартная» индикаторная кривая гидроразрыва пород промывочной жидкостью (см. рис. 1) при нагнетании с постоянным расходом, включает пять участков (стадий);
- на первой стадии (см. участок ОА, рис. 1) нагнетание приводит в основном к упругим накоплениям в системе «скважина-приствольная зона» за счет сжимаемости промывочной жидкости и упругой деформации стенок скважины; сплошность глинистой корки на первой стадии еще не нарушена, и начальные фильтрационные утечки в сумме с обратной деформацией приствольной зоны (вследствие перераспределения напряжений) могут быть определены по кривой снижения давления КСД-1 после остановки насоса;
- на второй ступени нагнетания (участок АВ) сплошность глинистой корки на стенках нарушается, возрастает ее проницаемость, но раскрытие микротрещин еще недостаточно для проникновения в трещины твердой фазы промывочной жидкости; фильтрационные утечки возрастают, а темпы упругих накоплений снижаются; индикаторная кривая отклоняется от прямой, характеризующей упругость системы, на величину фильтрационных утечек и деформации приствольной зоны за время нагнетания на участке О-В;
- на третьей стадии нагнетания раскрытие сети микротрещин сопровождается проникновением в них твердой фазы; на участке ВС наблюдаются встречные процессы фильтрации в приствольную зону, увеличение размеров зоны возмущения естественного состояния массива – с одной стороны, и тампонирование сети образующихся микротрещин твердой фазой промывочной жидкости, упрочнение стенок скважин – с другой; при недостаточной скорости нагнетания полная индикаторная кривая не будет отснята, закачиваемая промывочная жидкость будет расходоваться на компенсацию утечек без существенного роста давления в скважине, потери бурового раствора окажутся большими, а результаты неполными или неоднозначными и, наоборот, при слишком высокой скорости нагнетания гидроразрыв произойдет раньше, чем будут зафиксированы представительные данные по участкам АВ и ВС, не удастся оценить фильтрационные утечки и характер деформации приствольной зоны;
- на четвертой стадии (стадии гидроразрыва) с момента, соответствующего точке С, характер процессов резко меняется – раскрытие одной из трещин достигает критического значения, проникающий в нее глинисты раствор «расклинивает» стенки трещины, радиальное давление раствора на стенки скважины сменяется нормальным давлением на стенки трещины, трещины разрыва в конце четвертой стадии (в точке Д) выходят в массив и служат каналом связи между массивом и устьем скважины при дальнейших исследованиях;
- на пятой стадии (участок ДЕ индикаторной кривой) дальнейшее нагнетание раствора к существующему изменению давления обычно не приводит; изменения давления связаны с входом трещины в ослабленную зону массива, с упругими накоплениями и способностью пород сопротивляться растягивающим нагрузкам.
Индикаторную кривую, включающую все пять стадий изменения давления на устье при нагнетании бурового раствора с постоянным (правильно подобранным) расходом, принято считать «нормальной индикаторной кривой ГРП». Общий вид нормальной индикаторной кривой ГРП служит эталоном при интерпретации аномальных результатов, получаемых в процессе натурных испытаний. При этом следует руководствоваться описанием физической сущности уже изложенных процессов и пояснениями на рис. 1.
После образования трещины гидроразрыва на ее стенках развиваются те же процессы, что и на стенках скважины в зоне разрыва: фильтрационные утечки (если стенки трещины проницаемы), образование глинистой корки, набухание (в глинистых породах), эрозионный размыв (если нагнетание производится в больших объемах и с высокой скоростью). Контроль давления на устье после образования трещины гидроразрыва в течение 15-20 мин. после остановки насоса, а также контроль притока из трещины разрыва в скважину после плавного сброса давления наустье до «0» могут дать важную дополнительную информацию и избежать ошибок, особенно при интерпретации аномальных индикаторных кривых испытаний. При неудачной первой попытке или в особо сложных случаях испытания должны быть выполнены повторно для получения однозначных результатов. Восстановление начальной несущей способности приствольной зоны (после первого гидроразрыва пласта) происходит за время от нескольких минут в песках и песчаниках до нескольких часов в глинистых и до суток в плотных карбонатных породах.
Для обеспечения безопасности работ и полного контроля над скважиной в процессе испытания, планирование работ должно осуществляться с учетом следующих ограничений:
- испытание должно выполняться до повышения плотности раствора, перед вскрытием очередного напорного интервала; это ограничение обеспечивает не только оценку возможности вскрытия очередного напорного горизонта без осложнения, но и возможность проведения работ без самопроизвольного поглощения и проявления при избыточном давлении на устье; до накопления объективных данных о характеристиках разреза оценку возможности безопасного проведения работ рекомендуется выполнять по следующему выражению:
1,05 γгр ≤ 0,83 + 0,66 Гпл min ≥ Гпл max
где γгр - удельный вес раствора в скважине в момент испытания (г/см3);
Гпл.min - градиент давления в пласте с наименьшим напором в интервале испытания, атм/10м; при некачественном цементировании должны быть учтены градиенты давления в пластах за обсадной колонной;
Гпл.max – градиент давления в пласте с наиболее высоким напором в интервале испытания, атм/10м;
- избыточное давление на устье и по стволу скважины в пределах обсаженной части не должно превышать допустимое для обсадной колонны. Допустимое давление на устье должно быть указано в плане работ; если при предельно допустимом давлении на устье произвести гидроразрыв не удалось, нагнетание следует прекратить и в течение 30 – 60 мин. отснять кривую снижения давления во времени (КСД);
- во всех других случаях, когда благоприятное для испытаний состояние скважины упущено или ограничения по внутренним давлениям в необсаженной части и в пределах обсадной колонны не могут быть соблюдены, а информация о давлениях гидроразрыва является необходимой для безаварийной проводки скважины, могут быть предусмотрены более сложные в испытании технологические приемы работ (с пакером, с закачкой порции воды в интервал испытания, с частичной заменой бурового раствора на воду в кольцевом пространстве и установкой клапана-отсекателя в трубах) в зависимости от конкретных задач испытания и состояния скважины.
Испытание необсаженных интервалов скважин избыточным внутренним давление включает следующие рабочие операции:
- подъем долота в башмак последней обсадной колонны или спуск испытателя в вентилируемой компоновке с узлом вращения для защиты инструмента от прихвата и якорным механизмом для опоры на стенки скважины; испытатель применяется при необходимости раздельного испытания избыточным давлением намеченных интервалов необсаженного ствола или для защиты обсадной колонны от воздействия давления ( при недостаточно ее прочности);
- подключение цементировочного агрегата к обвязке буровых насосов (при ожидаемом давлении на устье не выше 100 кгс/см2) или непосредственно к полости бурильной колонны через головку высокого давления; желательно использовать ЦА-320, обеспечивающий плавную устойчивую подачу при низких скоростях нагнетания и имеющий тахометр для контроля за подачей насоса;
- замену манометра на выходных линиях превенторной обвязки манометрами с нужным пределом измерения (ожидаемое давление должно соответствовать средней части шкалы манометра);
- герметизацию скважины с помощью превентора (или поиск площадки и пакеровку – при работе с испытателем);
- опрессовку обвязки – цементировочных агрегатов (манифольда) на давление, в 1,5 раза превышающее ожидаемое рабочее;
- закачку раствора в бурильную колонну до повышения давления в кольце до величины 5 – 10 кгс/см2 (для заполнения имеющихся пустот в манифольде, шланге, бурильных трубах, в кольцевом пространстве под превентером и в выкидах до рабочих задвижек); при работе испытателем закачку и наблюдение за давлением ведут по затрубному пространству или по трубам, в зависимости от положения пакера по отношению к исследуемому интервалу; при закачке в трубы пакер догружают до уравновешивания выталкивающей гидравлической нагрузкой снизу;
- закачку контрольной порции бурового раствора объемом V1 = 100 – 200 л (из расчета 100 л на 100 м3 объема скважины), регистрацию прироста давления ΔР1 , расчет начальной сжимаемости системы «скважина – приствольная зона» по формуле:
К0сж = V1 ΔР1 , л/атм;
- регистрацию первой кривой снижения давления на устье (КСД-1) в течение 10 – 15 мин. после остановки насоса (для контроля нестационарных процессов в скважине);
- дальнейшие работы по исследованию приствольной зоны скважины до разрыва и характеристик массива (через трещину разрыва) могут выполняться различными приемами, в зависимости от квалификации исполнителей, наличия средств автоматической регистрации, поставленной задачи, индивидуальных особенностей испытуемого объекта.
Общим требованием для всех приемов является необходимость одновременной регистрации давления при закачке – объемов закачек и текущего времени. Оператор, регистрирующий процесс, должен быть свободным от все других видов работ; его рабочее место находится у показывающего манометра на выкиде превентора (или на рабочей линии при работе испытателем). Необходимы двухстрелочный секундомер или параллельная регистрация процесса двумя операторами, один из которых отмечает изменения давления во времени, а второй – изменение объема закачки во времени (по мерным рейкам агрегата); машинист агрегата должен подавать звуковые сигналы после откачки каждых 100 л раствора. Следует стремиться к использованию приборов, обеспечивающих автоматическую регистрацию процесса во времени (например, самопишущих манометров со скоростью протяжки 5-25 мин, станции СКЦ-2М и др.).
На первом этапе обучения исполнителей рекомендуется наиболее простой прием снятия кривой ГРП, при котором выполняются следующие операции:
- промывочную жидкость нагнетают ровными порциями по 100 – 200 л (из расчета примерно 100 л на 100 м3 объема скважины) с промежуточными остановками агрегата на 2 – 3 мин;
- регистрируют максимальное давление во время закачки каждой очередной порции, а также давление непосредственно после остановки агрегата и перед его запуском для закачки следующей порции; на каждой ступени уточняют и записывают объем порции и общий объем закачки;
- признаком разрыва в этом случае является резкое снижение давления в процессе закачки очередной порции или постепенное снижение давления в двух-трех последовательных операциях закачки; если эти признаки имеют место (зафиксированы), дальнейшую закачку прекращают; регистрируют в течение 15 -30 мин кривую снижения давления (КСД), после чего открывают кран в мерник агрегата и регистрируют изменения притока из скважины во времени, общий объем притока и уточняют потери раствора ( на поглощение);
- если признаков разрыва нет, но давление при закачки двух-трех последних порций стабилизируется, следует удвоить объем очередной порции и увеличить скорость закачки; при получении аналогичных результатов или признаков разрыва пласта дальнейшую закачку прекратить, зарегистрировать в течение 15 – 30 мин КСД, открыть кран в мерник агрегата, зарегистрировать приток во времени, его объем и потери раствора (на поглощение) за время испытания.
Общий объем закачки раствора в скважину при испытании способом ступенчатого нагнетания не должен превышать 2,5 – 3,0 м3; если по ходу испытания потребуется больший объем, значит, скорости закачки, объем отдельных порций и интервальное время были выбраны неправильно; в этом случае следует сбросить избыточное давление на устье скважины и всю операцию повторить по новому графику, увеличив скорость закачки, объем порций и сократив интервальное время между очередными порциями. Данные первого (неудачного) испытания должны быть отражены в акте ииспользованы при интерпретации результатов.
«Нормальная» индикаторная кривая ГРП при испытании способом ступенчатого нагнетания имеет вид, представленный на рис. 2.
Cпособ ступенчатого нагнетания дает хорошие результаты в плотных разрезах, при небольших интервалах открытого ствола, при малых фильтрационных утечках. Однако наиболее универсальным является способ непрерывного нагнетания бурового раствора с постоянным расходом.
По данной «Методике», после выполнения рабочих операций, дальнейшие работы ведутся в следующем порядке:
- определяют необходимую скорость нагнетания q из расчета доводки давления в стволе до (ожидаемого) давления разрыва Ру грп не менее, чем через 5 мин (300 с) и не позднее, чем 10 -15 мин (600 – 900 с) по формуле:
Обычно необходимая скорость закачки находится в пределах 1 – 3 л/с, достигая 4 – 5 л/с для больших интервалов необсаженного ствола большого диаметра в песчано-глинистых отложениях;
- уточняют необходимый режим работы агрегата (передачу и обороты двигателя по тахометру) при работе агрегата «на себя», из одной половины приемного чана в другую;
- нагнетают буровой раствор в скважину с расходом q, поддерживая обороты двигателя (подачу насоса) постоянными, до момента образования трещины разрыва и падения давления на устье, после чего агрегат останавливают и в течение 15 – 20 мин регистрируют кривую снижения давления на устье (КСД-П).
Одновременно регистрация давления на устье и объемов нагнетания во времени (через равные интервалы времени) является наиболее сложной и ответственной операцией в испытании способом нагнетания с постоянным расходом. Требования настоящей методики в отношении регистрации параметров процесса испытания должны быть соблюдены, в противном случае лучшим решением будет использование способа ступенчатого нагнетания;
- если по КСД-П четкие признаки выхода трещины разрыва в массив не зафиксированы и КСД не представительна по отношению к массиву (т.е. если горизонтальная или близкая к горизонтальной площадке в конце КСД-П неполучена), нагнетание бурового раствора в объеме 0,5 – 1,0 м3 повторяют, при этом повторно регистрируют процесс нагнетания и снижение давления после останови насоса (КСД-П), после чего открывают кран в мерник агрегата, фиксируя приток во времени, объем полученного из трещины (и скважины) раствора и уточняют общие потери раствора за время испытания.
Регистрация процесса испытания может выполняться в табличной форме или графически.
Полученная новая информация о свойствах разрезов и состоянии скважины (в случае существенного расхождения с имевшимися ранее представлениями и проектными прогнозами) должна быть использована для оперативной коррекции технологии проводки данной скважины, а также учтена при проектировании строительства последующих скважин.
