Последовательность операций, проводимых при завершении скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях, принципиально не отли­чается от выполнения аналогичных работ на нефтяных месторождениях. Однако оптимальная технология вскрытия пласта имеет свои особенности. Например, при вскрытии газового пласта на Уренгойском месторождении, представленного кварцевыми песками и песчаниками с малым содержани­ем глинистого цемента, нецелесообразно, как считают специалисты, ис­пользовать растворы на углеводородной основе или на основе специальных химических реагентов.

На этом и некоторых других газовых и газоконденсатных месторож­дениях Западной Сибири экономически обосновано применение сущест­вующей технологии вскрытия продуктивного пласта с использованием бу­рового раствора, обработанного химическими реагентами, предотвращаю­щими снижение естественной проницаемости пласта. В то же время, когда, применяя существующую технологию, не удается получить промышленный приток газа, необходимо искать новые типы растворов. Примером могут служить условия вскрытия продуктивного пласта на Астраханском газокон-денсатном месторождении, где газовая залежь представлена коллекторами порово-трещинного типа большой мощности. В течение нескольких лет продуктивные объекты на Астраханском месторождении вскрываются с промывкой глинистым хлоркальциевым раствором плотностью 1,75 г/см3. В результате существенно снижалась проницаемость призабойной зоны про­дуктивного пласта, освоение скважин затруднялось и требовалось неодно­кратное проведение мероприятий по интенсификации притока газа. Кон­струкцию скважин в зоне многопластовой залежи необходимо выбирать, исходя из условия достижения максимального охвата дренированием каж­дого продуктивного объекта и всей залежи в целом. Решить этот вопрос возможно в результате раздельного опробования каждого объекта разра­ботки.

Опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений Север­ного Кавказа, Средней Азии и других регионов свидетельствует о том, что в тех случаях, когда при вскрытии и опробовании многопластовых залежей не учитываются особенности отдельных эксплуатационных объектов, ко­нечный коэффициент газоотдачи немного больше 50 %. Так, в начальный период разработки Ленинградского газоконденсатного месторождения во всех скважинах осуществлялось вскрытие всего газонасыщенного интерва­ла единым фильтром. В результате одновременной эксплуатации сразу всех продуктивных пачек планируемый объем добычи газа и конденсата обес­печивался меньшим числом скважин. Однако за сравнительно короткий период времени произошло опережающее обводнение контурными водами второй, наиболее продуктивной пачки, обладающей наилучшими коллек-торскими свойствами и наибольшими запасами газа и конденсата. Несмот­ря на принятые мероприятия, направленные на повышение конечной газо­отдачи (бурение новых скважин с комбинированной системой вскрытия промежуточного горизонта, возврат на нижележащие продуктивные пачки и др.), коэффициент газоотдачи обводненной зоны второй продуктивной пачки составил всего 56 %.

Аналогичные  условия  наблюдаются  при  эксплуатации  скважин  на

Майкопском и Кущевском газоконденсатных месторождениях, где текущий коэффициент газоотдачи обводнившихся продуктивных пачек составляет 0,44 — 0,57  0,79

Требованиям качественного вскрытия газовых пластов с коэффициен­том аномальности пластового давления ниже 0,8 от гидростатического в большей степени удовлетворяет применение газообразных и пенных аген­тов для очистки скважины от выбуренной породы. В качестве газообраз­ных агентов применяют воздух, дымовые газы от специального дымогене-ратора, азот, природный и углекислый газы. Несмотря на бесспорный по­ложительный эффект, получаемый при использовании газообразных аген­тов, заключающийся в сохранении естественной проницаемости призабой-ной зоны пласта и повышении дебитов скважин, данный способ все еще не находит широкого применения на практике.

Широкому внедрению способа вскрытия пласта с продувкой препятст­вуют недостатки, присущие каждому газообразному агенту. Например, при использовании воздуха в стволе скважины образуются взрывоопасные смеси, приводящие к тяжелым авариям. Использование азота или углеки­слого газа сдерживается из-за их относительно высокой стоимости и отсут­ствия специального оборудования. Применение природного газа сопряжено с опасностью его возгорания и неизбежностью значительных потерь газа. И, наконец, независимо от типа используемого газообразного агента, сло­жившаяся технология имеет существенный недостаток — не ограничивает­ся верхний предел скорости восходящего потока газообразного агента. Это приводит к чрезмерному износу бурильной и обсадной колонн, а также к разрушению устьевого оборудования.

СевКавНИИГазом совместно с ПО «СевКавГазпром» разработаны технология и технологическое оборудование для вскрытия газоносного пласта в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) с про­дувкой забоя выхлопными газами ДВС, обеспечивающими равновесие дав­ления в системе скважина — пласт. Использование выхлопных газов ДВС исключает образование взрывоопасной смеси в скважине, а технология предполагает регулирование скорости восходящего потока, что предупреж­дает износ устьевого оборудования.

Для вскрытия газового пласта с применением выхлопных газов ДВС необходимо следующее технологическое оборудование:

компрессорные установки с подачей 30 — 50 м3/мин на рабочее давле­ние 3,0 ÌÏà;

устьевые вращающие герметизаторы на рабочее давление 5,0 — 10,0 ÌÏà.

Для охлаждения и очистки выхлопных газов могут быть использованы аппараты воздушного охлаждения типа АВГ-П-160 РР и масловлагоотдели-тели типа Ве-1.

Не находит широкого применения в бурении нефтяных и газовых скважин также и технология вскрытия пласта с промывкой пенами. Ос­новными факторами, тормозящими использование пен при вскрытии про­дуктивных пластов с аномально низким давлением, являются:

большие затраты энергии и материалов на приготовление и разруше­ние пенного промывочного агента, а также на его очистку от выбуренной породы;

потребность в дополнительном специальном технологическом оборудо­вании;

недостаточная изученность процессов, происходящих в скважине и призабойной зоне пласта при промывке пеной.

СевКавНИИГазом разработана новая технология вскрытия пласта на истощенных газовых месторождениях промывкой скважины трехфазной пеной по замкнутой герметизированной системе циркуляции. Данная тех­нология обеспечивает многократное использование минимально необходи­мого для промывки скважины объема трехфазной пены при условии высо­кого качества вскрытия продуктивного пласта с аномально низким давле­нием.

Применение данной технологии позволяет:

вскрывать пласты с давлением, равным 0,1—0,3 от гидростатического, без существенных поглощений, обеспечивая высокое качество проводимых работ;

существенно экономить энергию и материалы в процессе промывки скважин;

исключить аварийные ситуации при газопроявлениях;

не допускать загрязнения окружающей среды;

увеличить добычу газа за счет ввода в эксплуатацию новых или без­действующих скважин, в которых вскрыть пласт с промывкой глинистым раствором, водой или различными эмульсиями не представляется возмож­ным.

Другим перспективным направлением совершенствования технологии проводки скважин и вскрытия продуктивных пластов является бурение с регулированием дифференциального давления в системе скважина — пласт. Суть этого метода заключается в том. что процесс бурения осущест­вляется при так называемом сбалансированном давлении или равновесии между пластовым и гидродинамическим давлениями в скважине. Для этого изучены условия формирования залежей с АВПД и построены карты их распространения по опорным горизонтам в ряде районов страны.

Методы равновесного бурения с регулированием дифференциального давления в системе скважина — пласт базируются на оперативном контро­ле за пластовым давлением и на корректировке плотности бурового рас­твора. Появляется необходимость частых остановок (перерывов) в бурении для замера пластового давления (по значению устьевого давления) и изме­нения плотности бурового раствора.

В СевКавНИИГазе разработана технология вскрытия продуктивного пласта на равновесии путем регулирования дифференциального давления в условиях герметизированной системы циркуляции, что дает возможность существенно упростить технологическую схему промывки и плавно регу­лировать давление промывочного агента в системе.

Специфической особенностью герметизированной системы циркуля­ции является наличие буферного компенсатора, позволяющего производить подачу бурового раствора от устья к приему насосов по трубопроводу под давлением параллельно открытой системе циркуляции. Это позволяет опе­ративно применять различные модификации технологии равновесного бу­рения:

бурение на равновесии — проведение полного цикла буровых работ (спуск, подъем, бурение) при р3
= рт;

бурение с избыточным давлением — проведение полного цикла буро­вых работ при р3 > Рпл!

бурение с использованием двух растворов, когда равенство р3  = рт

имеет место только при бурении, а спускоподъемные операции осуществ­ляются после замены раствора в скважине на более тяжелый;

бурение с загерметизированным устьем, когда давление на забое скважины меньше пластового (т.е. р3 < рт).

При этом буровые работы осуществляются с применением комплекса герметизирующих устройств на устье скважины.

В промысловой практике немало примеров, когда скважины, показав­шие хорошие признаки нефтегазоносности в процессе бурения, после це­ментирования эксплуатационной колонны при освоении дают очень низ­кий приток из продуктивного объема. Применение в этих условиях облегченных тампонажных растворов плотностью 1,5—1,54 г/см3 с пониженной фильтратоотдачей (добавка фильтроперлита 5 %) позволило при освоении обеспечить увеличение дебита в 3 раза по сравнению с дебитом скважин, цементировавшихся по старой технологии.

Тампонажные растворы, применяемые для цементирования продук­тивных пластов, представляют собой сложные физико-химические систе­мы, которые несовместимы с буровыми растворами, предшествующими их применению. Взаимодействие компонентов тампонажного раствора с ос­татками бурового в трещинах, порах пласта, как правило, приводит к уве­личению закупоривающего эффекта и к усложнению задачи восстановле­ния проницаемости призабойной зоны пласта при освоении и вводе сква­жины в эксплуатацию.

Отечественная и зарубежная практика показала, что основными спо­собами, направленными на предотвращение отрицательных последствий цементирования колонн на свойства продуктивных объектов, являются: снижение репрессии на пласт, уменьшение фильтроотдачи тампонажного раствора и достижение наибольшего физико-химического соответствия фильтрата тампонажного раствора компонентам коллектора, составу пород пласта и пластовых флюидов.

Практически этого можно достигнуть осуществлением следующих ме­роприятий:

ограничением высоты подъема тампонажного раствора в одну ступень путем применения специальных муфт при определенной скорости подъема раствора за колонной и уменьшении показателей его структурно-механи­ческих свойств, что позволяет снизить репрессию на пласты;

снижением плотности тампонажного раствора (по всей высоте зоны цементирования или выше кровли продуктивного пласта) путем примене­ния облегчающих добавок или аэрацией;

уменьшением фильтратоотдачи тампонажных растворов путем добавок полимеров или применения растворов на углеводородной основе, что по­зволяет снизить эффект закупоривания фильтрационных каналов в коллек­торе вследствие гидратации его глинистых компонентов, выпадения соле­вых осадков и проявления поверхностных сил;

креплением продуктивного пласта без цементирования с использова­нием гравийных фильтров, обсадки продуктивного пласта перфорирован­ной колонной-фильтром (хвостовиком), цементированием с установкой па-кера в кровле продуктивного пласта и закачкой тампонажного раствора за колонну через спецмуфту выше пакера и др.;

оставлением необсаженного (открытого) ствола в зоне продуктивного пласта со спуском и цементированием эксплуатационной колонны до кров­ли продуктивного пласта.

Целесообразность применения того или иного мероприятия из пере­численных выше определяется геолого-физическими особенностями место­рождений и устанавливается специальными исследованиями, которые тре­буют своего развития.

При наличии зон АНПД в разрезах скважин с целью обеспечить под­нятие цементного раствора до проектной высоты используют газонапол­ненные тампонажные системы, полученные путем подачи воздуха ком­прессором или эжектором-аэратором в поток закачиваемого в скважину тампонажного раствора или с применением рецептур цементных раство­ров, включающих газогенерирующие реагенты. Трехфазные газонаполнен­ные тампонажные системы обладают низкой плотностью, повышенной блокирующей способностью за счет наличия газовой фазы при снижении нагрузок вышележащего столба вследствие «зависания», обеспечивают поддержание внутрипорового давления на уровне 90 % от условно-гидростатического, получение малопроницаемого прочного цементного камня с повышенными адгезионными связями.

Аэрированные тампонажные суспензии представляют собой устойчи­вую смесь депрессий (газа, жидкости, твердой фазы), полученную путем аэрирования тампонажного раствора, который приготовляют из портланд­цемента, затворенного водой. В качестве пенообразователей следует при­менять поверхностно-активные вещества неонол АФ9-12, превоцелл марок NG-10, NG-12, смеси неионогенных и анионных ПАВ, образующих устой­чивую пену в среде тампонажного раствора.

В качестве замедлителей времени загустевания цементного раствора рекомендуется использовать НТФ и ОЭДФ. Количество замедлителя под­бирают, исходя из конкретных условий.

Степень аэрации (отношение объема воздуха, приведенного к нор­мальным условиям, к объему тампонажного раствора) выбирают из условия получения средней плотности столба тампонажного раствора, обеспечи­вающей подъем его до проектной высоты без осложнений. Требуемая сте­пень аэрации достигается подбором соотношения расхода жидкой и газо­вой фаз в зависимости от имеющихся технических средств. Аэрацию про­изводят компрессорами высокого давления или компрессором буровой ус­тановки в совокупности с эжектором-аэратором. До блока или к блоку ма-нифольдов подсоединяют гидравлический активатор, а в нагнетательной линии после блока манифольдов размещают струйный диспергатор-смеситель. Подачу пенообразователя осуществляют цементировочным агре­гатом через гидроактиватор к блоку манифольдов.

Основные контролируемые параметры аэрированных суспензий сле­дующие: кратность пены, которая должна быть больше или равна 3; устой­чивость — отношение объема цементного камня к объему аэрированного тампонажного раствора, которая должна быть равна 1 (100 %); растекае-мость приблизительно 14 см; плотность аэрированного раствора не бо­лее 0,2 г/см3; время загустевания, определяемое на цементных растворах с добавками пенообразователей и других реагентов без принудительной аэрации (к полученному времени загустевания добавляют 20 мин — по­правка на замедляющий эффект аэрации).

Процесс цементирования скважин газонаполненными тампонажными материалами включает применение в качестве буферной жидкости трех­фазной пенной системы с содержанием твердой фазы портландцемента. Такая система в общем удовлетворяет основному назначению буферной

жидкости — предотвращать смешение промывочной жидкости и цементно­го раствора.

Рекомендуемый диапазон добавок цемента для получения стабильной буферной жидкости составляет 20 — 35 %. Эта система имеет запас свобод­ной жидкости, способной участвовать в формировании новой структуриро­ванной и подвижной системы с глинистой фазой промывочной жидкости и компонентами глинистой корки. Придание буферной жидкости химически активных свойств при контактировании с глинистой коркой позволяет, по­мимо выполнения разделительной функции, достичь эффекта разрушения глинистой корки и выноса части ее из зоны цементирования. Используют от 3 до 6 м3 буферной жидкости.

Физические особенности добываемого газа (низкая вязкость, малая плотность) обусловливают повышенную вероятность каналообразования в затрубном пространстве в период ожидания затвердевания цементного раствора (ОЗЦ).

Обратите внимание: