Основные способы предотвращения газонефтепроявлений в период схватывания и твердения тампонажного раствора в скважине.

Предотвратить газопроявления и перетоки в период собст­венно цементирования можно, если соблюдать правильное со­отношение между плотностями и объемами жидкостей, закачи­ваемых в заколонное пространство, а при обратном цементировании — также регулировать противодавление на устье обсадной колонны так, чтобы давление на стенки сква­жины всегда было выше пластового. В период же схватывания и твердения тампонажного раствора снижение перового давления в нем неизбежно при любом составе раствора. Про­тив проницаемых пластов оно снижается до пластового в тече­ние нескольних часов, если на стенках скважины имеется фильтрационная глинистая корка, и еще быстрее при отсутствии кор­ки. Так, при цементировании неглубоких скважин в Татарии и в Краснодарском крае поровое давление снижалось практически до пластового в течение 5—10 ч. При большом удале­нии от проницаемых пластов поровое давление при твердении снижается еще более значительно. Свести к минимуму опасность возникновения перетоков и газопроявлений можно путем уста­новки пакеров на обсадной колонне, обеспечения максимально возможной полноты замещения промывочной жидкости тампонажным раствором, использования расширяющихся цементных растворов с наибольшей тампонирующей способностью, сокра­щения разрыва во времени между окончанием цементирования и началом схватывания раствора, создания многочисленных ло­кальных зон седиментационного уплотнения тампонажного раствора, поддержания избыточного давления в заколонном пространстве у устья в период загустевания и схватывания раствора, а также использования ступенчатого цементирования с разрывом во времени. В первый период покоя твердая фаза тампонажного раствора постепенно осаждается вниз. Если на колонне разместить неко­торое число лепестковых резиновых манжет зонтичного типа, твердая фаза будет скапливаться над ними. В результате над каждой манжетой образуется небольшой высоты уплотненный слой раствора с существенно меньшей проницаемостью и с бо­лее коротким сроком начала загустевания. Такие слои препят­ствуют образованию сквозных седиментационных каналов. Ман­жеты рекомендуется размещать над каждой муфтой на участках выше кровли проницаемых пород с повышенным коэффициен­том аномальности или значительным относительным перепадом давлений, особенно в тех случаях, когда не удаляется глинистая корка. Если в интервале, подлежащем цементированию, имеется лишь один проницаемый горизонт, предотвратить возникновение газопроявлений из него можно, если в заколонном пространстве у устья в период схватывания тампонажного раствора поддер­живать избыточное давление. Величину необходимого давления можно рассчитать по формуле

где р_ст — статическое давление столба промывочной и буферной жидкостей; р_ж — давление столба дисперсионной среды тампо­нажного раствора на рассматриваемый горизонт.

Таким же способом можно предотвратить перетоки через заколонное пространство, связанные с суффозией тампонажного раствора, если относительные перепады пластовых давлений между проницаемыми горизонтами в интервале цементирования невелики. Если относительные перепады значительны, перетоки могут возникнуть, как правило, между нижними горизонтами, так как в результате обезвоживания тампонажного раствора под влиянием избыточного давления против одного из верхних про­ницаемых горизонтов образуется цементный мост. После образо­вания моста устьевое избыточное давление практически не пе­редается на более глубоко расположенные участки заколонного пространства. При ступенчатом цементировании с разрывом во времени давление на стенки скважины можно регулировать путем соот­ветствующего выбора глубины установки цементировочной муф­ты, плотности жидкости для промывки скважины после цемен­тирования нижнего интервала, скорости промывки и величины избыточного давления в заколонном пространстве у устья. Для этого необходимо соблюдать следующие условия:

а) во избежание поглощения тампонажного раствора при цементировании нижнего участка

(8.19)

б) во избежание поглощения того же раствора в начальный период промывки скважины через цементировочную муфту

(8.20)

где р_ц. р— давление столба тампонажного раствора на слабый пласт; р_у._к— избыточное давление у устья в заколонном прост­ранстве при промывке через муфту; р_п — давление поглощения слабого пласта, расположенного ниже цементировочной муфты; в) для предотвращения газо-нефтепроявлений в период за­густевания и схватывания тампонажного раствора в нижнем интервале

где рпл — пластовое давление в газовом (нефтяном) пласте, за­легающем ниже муфты. В зоне контакта тампонажного раствора с буферной жидко­стью образуется смесь, обладающая обычно низкой изоляцион­ной способностью. Высота столба такой смеси, по-видимому, не превышает в большинстве случаев 100—150 м. Поэтому цемен­тировочную муфту целесообразно устанавливать в колонне на 200—300 м выше кровли горизонта с повышенным коэффициен­том аномальности.

.Один из наиболее эффективных способов предотвращения осложнений при цементировании и в последующий период — применение разделительных пакеров на обсадной колонне.

Осложнения при бурении пологонаклонного или горизонтального ствола скважины. Причины возникновения, способы их предупреждения. Особенности очистки стволов пологонаклонных и горизонтальных скважин от шлама.

Многие осложнения, возникающие при бурении сильно ис­кривленных скважин, так или иначе связаны с применяемым буровым раствором. Плохая очистка ствола скважины, избы­точный крутящий момент, сопротивление расхаживанию бурильной колонны, зашламление ствола, прихваты бурильного инструмента, нарушение устойчивости стенок скважины, по­теря циркуляции, кольматация приствольной зоны, плохое ка­чество цементирования, осложнения при спуске каротажного инструмента на стальном канате и другие проблемы могут быть следствием несоответствия бурового раствора условиям буре­ния.

Выбор оптимального раствора для сильно искривленной скважины аналогичен выбору раствора для бурения обычной скважины. Прежде всего учитывают наличие зон, осложнен­ных глинистыми сланцами, стоимость бурения, природоохран­ные требования, а также температуру на забое. Также большое значение придается коллекторам повышенной восприимчивос­ти, внешнему загрязнению, вопросам снабжения и др. Кроме того, выбранный буровой раствор должен быть легко модифи­цируемым, чтобы избежать осложнений, характерных для сильно искривленных скважин. Ввиду большого количества переменных этот процесс целесообразно проводить с использо­ванием метода экспресс-анализа. При бурении сильно искривленных скважин часто выби­рают растворы, обладающие высокой ингибирующей и смазы­вающей способностью. Их применение ограничено или даже запрещено в экологически чувствительных регионах. В некото­рых случаях эффективность применения буровых растворов на углеводородной основе (РУО) может быть ниже, чем растворов на водной основе с добавлением полимеров, если их специально не обработать.

Основным свойством бурового раствора является его плот­ность. Плотность раствора должна постоянно поддерживаться в определенном узком диапазоне, чтобы обеспечить сохранение устойчивости стенок скважин. Этот показатель должен быть достаточно высоким, чтобы сдерживать пластовые давления и сохранять устойчивость стенок скважины, и в то же время до­статочно низким для исключения возможности гидроразрыва пород. При прочих равных условиях с увеличением угла накло­на ствола диапазон плотности применяемого бурового раствора сужается. С увеличе­нием глубины и угла наклона скважины вероятность обвала стенок скважины возрастает, а градиенты гидроразрыва плас­та, как правило, уменьшаются с ростом угла наклона ствола.

На качество очистки ствола скважины от шлама большое влияние оказывают вязкость, прочность геля, режим промыв­ки, скорость движения раствора по затрубному пространству и его плотность. Как правило, с увеличением плотности раствора и скорости его потока в затрубном пространстве повышается качество очистки скважины во всех типах скважин. Однако в сильно искривленных скважинах вязкость, прочность геля и режим промывки имеют особое значение. Одна из причин за­ключается в существовании трех, отличающихся друг от друга по степени очистки, групп интервалов в стволе в зависимости от угла его наклона: 1) от 0 до 45°; 2) от 45 до 55°; 3) от 55 до 90°. Другая причина состоит в том, что сильно искривленные сква­жины состоят из ряда интервалов различной направленности от горизонтальных до вертикальных. В первой и третьей группах интервалов осложнения носят менее серьезный характер. Способность шлама к накоплению в стволе и оползанию в условном интервале с углом наклона от 45 до 55° значительно обостряет серьезность осложнения. Низкая вязкость раствора, высокая скорость циркуляции и турбулент­ный режим обеспечивают оптимальную очистку интервалов третьей группы (горизонтальные).

В вертикальных скважинах и скважинах с небольшим углом наклона ствола характер движения раствора в затрубном прост­ранстве, как правило, ламинарный, и для изменения степени очистки ствола обычно изменяют предельное напряжение сдви­га. Экстраполированное значение предельного напряжения сдвига является показателем вязкости бурового раствора при низкой скорости сдвига бурового раствора. При бурении интер­валов второй группы необходимо проводить более тщательные измерения при низких значениях скорости сдвига. Лучше всего использовать показатели многоскоростного вискозиметра, ког­да он работает в режиме при частоте вращения 3 об/мин. Если применяется обычный промысловый двухскоростной вискози­метр, то значения прочности геля, снятые непосредственно по­сле сдвига бурового раствора при максимальной частоте враще­ния вискозиметра, представляются приемлемой альтернативой. Обычно эти значения называются "нулевым гелем". У жидкос­тей, характер движения которых подчиняется степенному за­кону, "нулевой гель" равен нулю; у пластических буровых растворов он приближается к значениям предельного напряжения сдвига.

Результаты, полученные на основании исследований на замкнутой циркуляционной системе, показали, что при боль­ших углах наклона скопления шлама легко образуются и труд­но удаляются. По сравнению с практикой бурения обычных скважин бурение интервалов скважин второй группы (с углом наклона от 45 до 55°) начинать предпочтительнее с использова­нием растворов с повышенной вязкостью и прочностью геля, так как это уменьшает скопление шлама в скважине. Если ос­ложнения все же возникнут, то иногда целесообразно понизить вязкость и увеличить расход раствора. Создание турбулентного режима наряду с механическими воздействиями на скопив­шийся шлам может быть единственным способом ликвидации осложнения.

Требования регулирования водоотдачи определяются про­ницаемостью пород, величиной дифференциального давления, а также минералогическим составом разбуриваемых пород. Оп­тимальное регулирование водоотдачи необходимо для преду­преждения прихватов, повышения устойчивости стенок сква­жины и уменьшения кольматации пород в приствольной зоне. Возникновение этих осложнений особенно опасно в сильно ис­кривленных скважинах. Возникновение прихватов колонны бурильных труб в результате воздействия дифференциального давления осложняется чрезмерными гидродинамическими давлениями, большой площадью контакта стенки бурильной колонны с фильтрационной коркой, а также образованием тол­стой глинистой корки. Вероятность возникновения прихватов очень высока по следующим причинам: 1) колонна бурильных труб под действием силы тяжести прилегает к нижней стенке скважины; 2) для обеспечения устойчивости стенок скважины необходим буровой раствор повышенной плотности; 3) продук­тивный пласт может оказаться истощенным.

Величины водоотдачи при высоких давлении и температуре, а также динамической водоотдачи должны тщательно регули­роваться и поддерживаться на более низком уровне, чем при бурении вертикальных и обычных, наклонно направленных скважин. Аналогично фильтрационная корка должна быть тон­кой, твердой и упругой. Наличие фильтрационной корки хоро­шего качества может способствовать увеличению градиента гидроразрыва в проницаемых зонах. Ввиду того, что цель бурения большинства скважин с боль­шим углом искривления заключается в увеличении темпа до­бычи нефти, регулирование водоотдачи для уменьшения степе­ни нарушения эксплуатационных качеств пласта приобретает чрезвычайное значение, особенно при вскрытии продуктивных пластов с низкими коллекторскими свойствами. Нарушение эксплуатационных качеств пласта может быть следствием хи­мического и физического воздействия. Проницаемость пород резко понижается при поглощении больших объемов несовмес­тимого с химическим составом пласта флюида.

Набухание некоторых минералов, зависящее от минерало­гического состава коллектора, может произойти в том случае, если заряды на поверхности глин не являются химически активными. Такое набухание уменьшает проницаемость про­дуктивного пласта. Так как коллекторы весьма существенно отличаются друг от друга, после исследования проницаемо­сти керна следует выбрать буровой раствор, оказывающий наименьшее отрицательное воздействие на пласт. Масштаб­ность проведенных исследований показали, что буровые рас­творы на водной основе часто являются приемлемой альтерна­тивой.

Рекомендованы следующие добавки к буровым растворам на водной основе: 1) обеспечивающие качество фильтрационной корки; 2) регулирующие вязкость и водоотдачу; 3) обеспечи­вающие вынос шлама и предупреждающие осаждение твердой фазы; 4) предупреждающие разбухание глин (в результате воздействия ионов калия); 5) понижающие водоотдачу раствора; 6) обеспечивающие смазывающие свойства и способствую­щие образованию качественной глинистой корки.

Применяемые буровые растворы для обычного горизонталь­ного бурения должны содержать закупоривающие добавки, что препятствует поглощению. Регулирование водоотдачи осуще­ствляется введением специальных добавок для каждого кон­кретного случая. Содержание глины в растворе часто поддер­живается на минимальном уровне. Плотность бурового раст­вора не должна превышать необходимой для предупреждения проявлений и выбросов.

Для бурение горизонтальных скважин нашли применение растворы с добавлением крупнозернистой соли. Если при заканчивании скважин используют хвостовик с щелевидными отверстиями без проведения перфорации и интенсификации притока, то необходим раствор, совместимый с разбуривае­мыми породами. Выбор обычно падает на раствор с добавлением крупнозернистой соли после исследования его смазывающей способности и способности регулировать водоотдачу, реологи­ческих свойств и обеспечения обратной проницаемости по неф­ти. Результаты, полученные в начале испытания, показали, что производительность скважины возрастает при небольших зна­чениях депрессии. Крупнозернистую соль следует добавлять в буровой раствор в процессе бурения скважин. Взятая из мешков соль оседает на нижней стенке скважины, что затрудняет проведение карота­жа и спуск хвостовика. Подъем бурильной колонны на участках резкого искривления ствола следует проводить с особой осто­рожностью перед закачиванием порции крупнозернистой соли.

Полимеры, входящие в состав бурового раствора, содержа­щего крупнозернистую соль, чувствительны к загрязнению цементом. Путем тщательного регулирования уровня рН с по­мощью органического кислотного буферного раствора удается разбуривать небольшие цементные пробки без нарушения каче­ства входящих в раствор полимеров.

Способность бурового раствора удерживать во взвешенном состоянии буровой шлам в статических условиях также имеет большое значение. Тиксотропные свойства буровых растворов приобретают еще большее значение при бурении наклонно на­правленных скважин, так как конфигурация ствола способст­вует осаждению частиц бурового шлама на нижней стенке скважины в том случае, если удерживающая способность буро­вого раствора не обеспечивает немедленного суспендирования частиц шлама. Осаждение шлама является признаком некаче­ственной очистки ствола.

Многие полимерные буровые растворы на водной основе с по­вышенными значениями напряжения сдвига при низких ско­ростях сдвига обеспечивают достаточно эффективный вынос шлама из затрубного пространства скважин большого диаметра.