Строительство скважин в высокопроницаемых пластах и условиях сероводородной агрессии

С. В. Каменских










СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН В ВЫСОКОПРОНИЦАЕМЫХ ПЛАСТАХ И УСЛОВИЯХ СЕРОВОДОРОДНОЙ АГРЕССИИ



Монография






















Москва Вологда «Инфра-Инженерия» 2023

УДК 622.24
ББК 33.13
     К18



Рецензенты:
доктор технических наук, профессор В. Ю. Близнюков; кандидат технических наук, профессор Н. М. Уляшева






    Каменских, С. В.
К18 Строительство скважин в высокопроницаемых пластах и условиях сероводородной агрессии : монография / С. В. Каменских. - Москва ; Вологда : Инфра-Инженерия, 2023. - 112 с.: ил., табл.
          ISBN 978-5-9729-1504-0

          Представлен анализ опыта строительства скважин в высокопроницаемых пластах и условиях сероводородной агрессии, бурение и крепление которых сопровождается возникновением поглощений различной интенсивности, дифференциальных прихватов и проявлений флюидов, содержащих сероводород.
          Для научных и инженерно-технических работников нефтегазовой промышленности, преподавателей, аспирантов и студентов высших учебных заведений, обучающихся по направлению «Нефтегазовое дело» и специальности «Бурение скважин».

УДК 622.24
                                                           ББК 33.13











ISBN 978-5-9729-1504-0

     © Каменских С. В., 2023
     © Издательство «Инфра-Инженерия», 2023
                            © Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия», 2023

                ОГЛАВЛЕНИЕ





Список условных сокращений........................................4
Введение..........................................................7
1. Анализ опыта строительства скважин в высокопроницаемых пластах ... 8
  1.1. Общая характеристика высокопроницаемых горных пород........8
  1.2. Поглощение буровых и тампонажных растворов.................9
  1.3. Опыт борьбы с поглощениями в высокопроницаемых пластах...25
2. Анализ аварийности при бурении в высокопроницаемых горных породах..........................................................30
  2.1. Анализ аварийности на буровых предприятиях................30
  2.2. Прихваты бурильного инструмента...........................38
  2.3. Опыт предупреждения и ликвидации прихватов в высокопроницаемых горных породах.............................54
3. Анализ опыта строительства скважин в условиях сероводородной агрессии........................................................60
  3.1. Общая характеристика сероводорода и его влияние на процесс строительства скважин..............................60
  3.2. Содержание сероводородав пластовых флюидах площадей и месторождений РФ............................................64
  3.3. Методы и технологии нейтрализации сероводорода в буровых растворах...........................................69
  3.4. Применение бактерицидов в бурении для борьбы с биогенным сероводородом......................................75
  3.5. Борьба с коррозией бурильного инструмента и бурового оборудования........................................82
  3.6. Цементирование скважин в условиях сероводородной агрессии.91
4. Основные выводы и рекомендации................................98
Заключение.....................................................101
Библиографический список.......................................102

3

                СПИСОК УСЛОВНЫХ СОКРАЩЕНИЙ




     АБК - автобетонокомплекс;
     АБТ - алюминиевые бурильные трубы;
     АВПД - аномально высокое пластовое давление;
     АГКМ - Астраханское газоконденсатное месторождение;
     АЗГП - Альметьевский завод глинопорошка;
     АКБ - автоматический ключ бурильщика;
     АНПД - аномально низкое пластовое давление;
     БПС - буферный полимерный состав;
     БСК - буровая сервисная компания;
     БСС - быстросхватывающиеся смеси;
     БУ - буровая установка;
     ВИЭР - высококонцентрированный инвертный эмульсионный раствор;
     ВНИИБТ - Всесоюзный научно-исследовательский институт буровой техники;
     ВОЛ - вулканизированные отходы латексных изделий;
     ВУК - возбудитель упругих колебаний;
     ВУС - вязкоупругий состав;
     ВФПМ - высококипящие фракции производства морфолина;
     ГИВ - гидравлический индикатор веса;
     ГИС - гидроимпульсный способ;
     ГКЖ - гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость;
     ГКМ - газоконденсатное месторождение;
     ГНВП - газонефтеводопроявление;
     ГПАА - гидролизованный полиакриламид;
     ГТИ - геолого-технологические исследования;
     ГТН - геолого-технический наряд;
     ГУМ - гидравлический ударный механизм;
     ГЦП - гипаноцементная паста;
     ДЗУ - дроссельно-запорное устройство;
     ДКК - дикарбоновые кислоты;
     ДНС - динамическое напряжение сдвига;
     ЖРК - железорудный концентрат;
     ЖС - железный сурик;
     ИБР - инвертный буровой раствор;
     ИКС - известково-кремнеземистая смесь;
     КМЦ - карбоксиметилцеллюлоза;
     КНБК - компоновка низа бурильной колонны;
     КОФ - кубовый остаток фурфурола;
     КССБ - конденсированная сульфитно-спиртовая барда;
     КЧНР - контакт черный нейтрализованный рафинированный;
     ЛБТ - легкосплавные бурильные трубы;
     ММП - многолетнемерзлые породы;

4

     МСП - модифицированная стабильная пена;
     НАО - Ненецкий автономный округ;
     НГВС - нефтегазоводяная смесь;
     НГДУ - нефтегазодобывающее управление;
     НГКМ - нефтегазоконденсатное месторождение;
     НГП - нефтегазоносная провинция;
     НИИ - научно-исследовательский институт;
     НИПИ - научно-исследовательский проектный институт;
     НК - нефтяная компания;
     НКТ - насосно-компрессорные трубы;
     НПЗ - нефтеперерабатывающий завод;
     НПО - научно-производственное объединение;
     ОАО - открытое акционерное общество;
     ОБК - Оренбургская буровая компания;
     ОМТР - органоминеральный тампонажный раствор;
     ООО - общество с ограниченной ответственностью;
     ОШЦ - облегченный шлаковый цемент;
     ОЭЦ - оксиэтилцеллюлоза;
     ПАА - полиакриламид;
     ПАВ - поверхностно-активные вещества;
     ПАЦП - полиакриламид-цементная паста;
     ПВО - противовыбросовое оборудование;
     ПЗП - призабойная зона пласта;
     ПКР - пневматические клинья ротора;
     ПЛА - план ликвидации аварии;
     ПО - пиритовые огарки;
     ПОЭ - полиоксиэтилен;
     ППД - поддержание пластового давления;
     ПУН - пластинчатый упругий наполнитель;
     ПЦТ - портландцемент тампонажный;
     РДН - реагент для добычи нефти;
     РЖС - рыбожировая смазка;
     РК - Республика Коми;
     РУО - раствор на углеводородной основе;
     РФ - Российская Федерация;
     СБС - соляробентонитовая смесь;
     СБТ - стальные бурильные трубы;
     СВБ - сульфатвосстанавливающие бактерии;
     СГ - смесь гудронов;
     СЖК - синтетические жирные кислоты;
     СМАД - смазывающая активная добавка (окисленный петролатум);
     СНС - статическое напряжение сдвига;
     СНУД - сероводороднейтрализующая утяжеляющая добавка;
     СПО - спуско-подъемные операции;

5

     ССБ - сульфитно-спиртовая барда;
     СЦБС - соляроцементно-бентонитовая смесь;
     США - Соединенные Штаты Америки;
     ТБ - техника безопасности;
     ТБВК - трубы бурильные с высаженными внутрь концами с коническим стабилизирующим пояском;
     ТДШ - торпеды из детонирующего шнура;
     ТК - торпеды кумулятивные;
     ТМО - титано-магниевые отходы;
     ТПНГП - Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция;
     ТПФН - триполифосфат натрия;
     ТРВВ - тампонажный раствор с высокой водоотдачей;
     ТЭК - топливно-энергетический комплекс;
     У   БР - управление буровых работ;
     У   БТ - утяжеленные бурильные трубы;
     У   БТС - утяжеленные бурильные трубы сбалансированные;
     У   ГНТУ - Уфимский государственный нефтяной технический университет;
     У   ГТУ - Ухтинский государственный технический университет;
     У   ИИ - Ухтинский индустриальный институт;
     У   ПН - установка подготовки нефти;
     У   ШЦ - утяжеленный шлаковый цемент;
     УЩР - углещелочной реагент;
     ФГБОУ ВО - Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования;
     ФК - фосфатидный концентрат;
     ЦА - цементировочный агрегат;
     ЦБПО - центральная база производственного обслуживания;
     ЦПУ - циклонная пыль-унос;
     ЦРТР - цементно-резиновый тампонажный раствор;
     ЦТОК - цемент тампонажный облегченный коррозионностойкий;
     ЦТУК - цемент тампонажный утяжеленный коррозионностойкий;
     ЧАС - четвертичные аммонийные соли;
     ШМУ - шламометаллоуловитель;
     ШПЦС - шлакопесчаный цемент совместного помола.

6

                ВВЕДЕНИЕ





     Строительство скважин в высокопроницаемых пластах и условиях сероводородной агрессии сопровождается возникновением сопутствующих осложнений и аварий, таких как поглощения различной интенсивности и дифференциальные прихваты, а при снижении противодавления на такие пласты возможны проявления флюидов, содержащих сероводород. Одним из первых сероводород взаимодействует с технологическими жидкостями, в результате чего происходит загущение буровых промывочных жидкостей, низкое качество цементирования, коррозионное разрушение цементного камня, стресс-коррозия бурильного инструмента и бурового оборудования. Все это требует приготовления новых порций технологических жидкостей или их постоянных обработок химическими реагентами, что приводит к увеличению затрат времени и удорожанию стоимости буровых работ. Дополнительное влияние, как ускоряющее, так и замедляющее, на физико-химическое взаимодействие технологических жидкостей с пластовыми флюидами оказывают термобарические характеристики осложненных интервалов, которые следует исследовать и учитывать с целью безаварийной и качественной проводки скважин.
     Яркими примерами подобных горно-геологических условий являются месторождения Денисовской впадины Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПНГП): Амдермаельское, Баяндыское, им. А. Алабушина, Ипатское, Ламбейшорское и др., при бурении и креплении которых наблюдались поглощения от частичных до полных, дифференциальные прихваты, флюидопрояв-ления и сероводородная агрессия при концентрации сероводорода до 18,5 % об. Поэтому исследование и разработка технологических решений и рецептур буровых технологических жидкостей для качественной и безаварийной проводки скважин в высокопроницаемых пластах и условиях сероводородной агрессии является актуальной задачей.

7

                1. АНАЛИЗ ОПЫТА СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН В ВЫСОКОПРОНИЦАЕМЫХ ПЛАСТАХ




            1.1. Общая характеристика высокопроницаемых горных пород


    Под проницаемостью горных пород принято называть их способность пропускать через себя жидкость или газ под действием перепада давления. Практически все без исключения осадочные породы обладают проницаемостью. Однако, такие породы, как глины, доломиты, некоторые известняки, несмотря на сравнительно большую пористость, имеют заметную проницаемость только для газа. Это объясняется малым размером пор, преимущественно субкапиллярного характера, в которых даже движение газа при реально существующих в пластах перепадах давления затруднено. Кроме пористости и размера пор на проницаемость горной породы влияют также свойства фильтрующейся жидкости и условия фильтрации. Так, проницаемость горной породы для жидкостей, содержащих активные компоненты, которые способны взаимодействовать с пористой средой, будет существенно отличаться от проницаемости той же породы для жидкостей и газов, нейтральных по отношению к ней. При содержании в пористой среде двух и более фаз (нефти, газа, воды) одновременно проницаемость различна для каждой из фаз, более того, зависит от доли объема пор, занимаемой фазами, и от взаимодействия самих фаз. Это привело к необходимости введения понятий абсолютной, фазовой и относительной проницаемостей.
    Под абсолютной проницаемостью принято понимать проницаемость горной породы, которая определена по жидкостям или газам, полностью насыщающим пустотное пространство породы и химически инертным по отношению к ней. Абсолютная проницаемость характеризует только свойства самой горной породы и не должна зависеть от физико-химических свойств фильтрующейся жидкости или газа и от условий фильтрации.
    Фазовой (эффективной) проницаемостью называют проницаемость горной породы для одной фазы при наличии или движении в поровом пространстве породы многофазной системы. Фазовая проницаемость зависит не только от свойств горной породы, но и от условий фильтрации, в основном от насыщенности порового пространства той или иной фазой и от характера межмолекулярного взаимодействия на границах раздела между фазами и на поверхности пор.
    Влияние условий фильтрации на проницаемость горной породы характеризует относительная фазовая проницаемость - это отношение фазовой проницаемости к абсолютной.
    Проницаемость горных пород характеризуется коэффициентом проницаемости, который определяется из формулы линейного закона фильтрации Дарси. По этому закону скорость фильтрации жидкости в пористой среде прямо пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна вязкости:


8

V =     ,
ц-AL


(1-1)

где V - скорость линейной фильтрации, м/с; k - коэффициент проницаемости горной породы, м²; ц - динамическая вязкость флюида, Па-с; AP - перепад давления, Па; AL - путь течения флюида (длина образца), м.
     Подставляя значения V = Q / F в формулу (1.1) и решая относительно коэффициента проницаемости k, получаем:
k = Qb/AL ,
F-AP
где Q - объемный расход жидкости через горную породу, м³/с; F - площадь поверхности фильтрации, м².
     По формуле (1.2) определяют коэффициент проницаемости пород.
     Закон Дарси используется для определения как абсолютной, так и фазовой проницаемости горных пород. Он справедлив в широком диапазоне условий и нарушается лишь при высоких скоростях фильтрации.
     Единицу проницаемости общепризнанно выражают в м² или в Дарси (Д). Проницаемость горных пород, служащих коллекторами, обычно на практике выражают в миллидарси (мД) или мкм², которые соотносятся между собой следующим образом:
1 Д 1,02/10 ³ мкм² = 1,02/10 ¹² м² = 1000 мД.

     По значению проницаемости породы делятся на следующие категории:
     - низкопроницаемые (менее 100 мД);
     - среднепроницаемые (от 100 мД до 500 мД);
     - высокопроницаемые (более 500 мД).
     Анализ опыта строительства скважин в высокопроницаемых горных породах показывает, что при вскрытии таких пластов возможно возникновение поглощений и прихватов под действием перепада давления (дифференциальные прихваты). При снижении противодавления на такие пласты возможны газоне-фтеводопроявления. Положение усугубляется тем, что возникновение подобных осложнений и аварий, характерных для высокопроницаемых пород, возможно как при бурении (разрушение породы и вынос ее на поверхность, СПО), так и креплении скважин (спуск обсадных колонн и их цементирование).
     Таким образом, проницаемость, особенно высокая (более 500 мД), характерная практически для всех осадочных пород, способствует возникновению таких осложнений и аварий, как поглощения и дифференциальные прихваты, которые и будут рассмотрены и исследованы в представленной работе.



            1.2. Поглощение буровых и тампонажныхрастворов


    В процессе строительства нефтяных и газовых скважин по причине явлений горно-геологического характера возникают нарушения технологии ведения буровых работ, называемые осложнениями. Это поглощения буровых и тампо-9

нажных растворов, газонефтеводопроявления, осыпи и обвалы стенок скважины, растепление и обратное промерзание ММП и др. В технических проектах на строительство буровых скважин предусматриваются возможности и условия появления осложнений, разрабатываются мероприятия по их предупреждению и ликвидации. Однако эти расчеты не всегда основаны на точной и достоверной информации о горно-геологических условиях бурения. Например, проектирование бурения поисково-разведочных скважин в большинстве случаев осуществляется по информационным данным о горных породах и пластовых флюидах, полученным по соседним площадям и месторождениям. Именно этим объясняется возникновение ситуаций, когда основные технологические параметры становятся несовместимыми с условиями бурения.
     Одним из видов осложнений, встречаемых при строительстве скважин в высокопроницаемых горных породах, является поглощение. Поглощение - это потеря некоторого объема бурового или тампонажного растворов вследствие их фильтрации из ствола скважины в пласт. Является одним из наиболее часто встречающихся видов осложнений, нарушающих технологию ведения буровых работ. Согласно данным Н. И. Рябова, поглощения бурового раствора могут составлять до 80 % общих затрат времени на ликвидацию осложнений, которые занимают достаточно большой процент в общем балансе строительства скважин. Для примера, общие затраты времени на ликвидацию осложнений в общем балансе времени строительства скважин за период 1986-1989 гг. («Нефтяная промышленность СССР») составляли от 4,0 до 12,9 % при эксплуатационном и от 3,7 до 16,4 % при разведочном бурении (таблица 1.1).


Таблица 1.1 - Затраты времени наликвидацию осложнений в балансе времени бурения за период 1986-1989 гг., в %

Объединение        Эксплуатация Разведка
«Куйбышевнефть»      5,6-8,5    7,9-11,2
«Оренбургнефть»      4,1-6,3    9,3-16,4
«Коминефть»          4,0-4,8    3,7-10,8
«Татнефть»          12,1-12,9   7,9-11,2
«Башнефть»           9,0-9,7    7,1-8,2 
«Нижневолжскнефть»   5,3-5,4    4,3-6,5 
«Саратовнефтегаз»    4,2-10,5   7,5-14,5
«Пермьнефть»         5,0-6,2    6,0-6,8 

     По данным С. Н. Гороновича [30] ежегодные затраты календарного времени на ликвидацию поглощений в Оренбургском УБР (ООО «ОБК») на Оренбургском и Карачаганакском месторождениях в период с 2001 по 2005 гг. составляли от 792 до 2376 часов (таблица 1.2). По данным М. Ф. Ахметова в период с 2006 по 2009 гг. вероятность поглощений на месторождениях ОАО «Оренбургнефть» при глубоком бурении составляла 89 %, а при бурении боковых стволов - 53 %. При этом средний объем поглощений промывочной жидкости находился в диапазоне 270-290 м³/скв., а уже в 2010 г. был отмечен резкий рост потерь бурового раствора до 400 м³/скв.


10

     Согласно исследованиям В. Н. Полякова, В. Н. Сонина, Р. Ю. Кузнецова и др., на месторождениях Восточной Сибири ежегодные затраты на борьбу с поглощениями составляли 8-16 % календарного времени бурения и 5-10 % финансовых затрат.
     По данным авторов [67] на Харьягинском и Южно-Харьягинском месторождениях (ТПНГП) на борьбу с поглощениями затрачивалось в среднем около 10-14 % календарного времени строительства скважин.


Таблица 1.2 - Динамика затрат календарного времени на ликвидацию поглощений по Оренбургскому УБР (ООО «ОБК») за 2001-2005гг.

           Наименование                          Годы                   
                                     2001   2002   2003    2004   2005 
Проходка, м                         44 007 53 109 110 211 90 808 63 270
Календарное время бурения, ст.-мес.  90,6   89,8   153,7  116,5   88,4 
Число зон поглощений                  3      4      17      15     13  
Число зон полных поглощений           3      2      13      7      2   
Затраты календарного времени         3,3    2,8     2,9    1,1    0,4  
на ликвидацию поглощений, ст.-мес.                                     

     Таким образом, поглощения являются достаточно распространенным и затратным видом осложнений, которые значительно увеличивают календарное время бурения скважин и затраты на их строительство. Поэтому, несомненно, требуется применение эффективных методов их предупреждения и ликвидации, что, естественно, будет способствовать улучшению технико-экономических показателей строительства скважин.
     Большой вклад в разработку методов и технологий борьбы с поглощениями внесли отечественные исследователи: И. И. Вахромеев, С. Н. Горонович, Л. М. Ивачев, М. А. Котяхов, В. И. Крылов, М. В. Курочкин, М. Р. Мавлютов, В. В. Мищевич, В. Н. Поляков, И. А. Сидоров, М. И. Сухенко, В. Г Ясов и др. В работах этих исследователей показана природа и причины осложнения, разработаны способы исследования скважин и предложены расчетные модели параметров зон поглощения, методы и технологии ликвидации, а также выполнены работы по анализу областей их применения.
     Поглощение бурового и тампонажного растворов обусловлено наличием проницаемых пластов и движущей силы от действия перепада давления в системе «скважина - пласт». При этом перепад давления (дифференциальное давление) обусловлен разницей между суммой гидростатического и гидродинамического давлений в скважине и величиной пластового давления.
     Федеральные нормы и правила [83] регламентируют величины превышения гидростатического давления над пластовым за счет коэффициента аномальности при глубинах скважин до 1200 м включительно и более. Однако, согласно ряду исследователей [30, 99, 107 и др.] и накопленному опыту бурения в зонах поглощений, показано, что эти величины завышены. В работе [107] предложена формула определения минимальной плотности бурового раствора 11

исходя из условия, что давление в скважине во время подъема инструмента не должно быть ниже пластового. При этом формула учитывает пластовое давление, глубину залегания пласта, реологические свойства раствора, величины кольцевого зазора и режима подъема бурильного инструмента. Однако указанная формула не учитывает количественных характеристик поглощающего пласта (пористость, трещиноватость, проницаемость и др.). Именно поэтому, а также многообразие горно-геологических условий различных площадей и месторождений, не позволили найти разработанной формуле широкого применения в практике ведения буровых работ.
     Кроме гидростатического на зону поглощения воздействуют гидродинамические давления, связанные с динамическими факторами при проведении различных технологических операций (промывка, СПО, восстановление циркуляции и др.). Изменения гидродинамического давления, особенно резкие, могут привести к возникновению серьезных осложнений в скважине: поглощению бурового раствора, осыпям и обвалам неустойчивых горных пород, газонефте-водопроявлениям и др.
     Знание и прогнозирование величины гидродинамического давления при выполнении различных технологических операций и ее минимизация позволяет разрабатывать рациональные конструкции скважин и компоновки бурильного инструмента, режимы бурения, допустимые скорости спуска бурильного инструмента и др.
     Вопросам определения потерь давления в затрубном пространстве, которые являются гидродинамической составляющей давления на зону поглощения при промывке скважины в процессе бурения, посвящены работы многих исследователей (Б. И. Есьман, А. К. Козодой, Б. И. Мительман, П. Ф. Осипов и др.). Зависимости, полученные этими авторами, позволяют в определенном диапазоне регулировать параметры бурового раствора, его расход и геометрию затрубного пространства с целью минимизации потерь давления в затрубном пространстве при прохождении зон поглощений.
     Теоретическим вопросам определения гидродинамических давлений в процессе выполнения спуско-подъемных операций в скважине посвящены работы достаточно большого числа исследователей (Д. А. Голубев, Н. А. Гукасов, В. Н. Поляков и др.). Однако полученные расчетные зависимости не учитывают ряд факторов, в частности влияние количественной характеристики проницаемой зоны на изменение гидродинамического давления при спуске бурильного инструмента в скважину. Для решения этих вопросов институт «Гипровосток-нефть» с помощью глубинных манометров измерял гидродинамические давления при выполнении различных технологических операций в бурящейся скважине. Проведенные институтом «Гипровостокнефть» исследования позволили установить корреляционную зависимость гидродинамического давления от скорости спуска бурильного инструмента в скважину как в обсаженном, так и открытом стволе. Результаты этих исследований были использованы при формировании отдельных положений регламента [89] и корректировки его в части

12