Технико-технологические решения по углублению скважины.

Для приготовления и обработок буровых растворов необходимо использовать химреагенты и буровые матери алы отечественного производства, сочетание которых оптимизирует технологические свойства буровых растворов с учётом специфических требований к ним по каждому интервалу бурения, горно-геологических условий и возможных осложнений в процессе бурения.

Бурение под направление и кондуктор производится на слабоминерализованном растворе с учетом климатических условий (в целях предупреждения его замерзания в зимний период). При забурке в период положительных температур заготовка бурового раствора возможна без технической соли. Для предупреждения кавернообразования в возможных зонах ММП (островное распространение на Чаяндинском НГКМ) и размыва устья используется полимерглинистый раствор с максимально высокими реологическими и структурно-механическими свойствами (п. 2.10.8 ПБ 08-624-03). В качестве структурообразователей применяются глинопорошок палыгорскитовый и биополимерный реагент гаммаксан.

Бурение скважины под промежуточную колонну в интервале 690 – 1540 м производится на высокоминерализованном растворе растворе со степенью минерализации до 300 кг/м³, приготовленном на основе раствора от предыдущего интервала (кондуктор). Выбор типа бурового раствора и его плотности обусловлен наличием в разрезе водорастворимых солей (в первую очередь каменной соли). Бурение интервала на буровом растворе низкого качества, с недостаточной степенью минерализации проведет к растворению солей, слагающих стенки скважины, кавернообразованию, формированию некачественного ствола, увеличению затрат времени и низкому качеству цементирования последующей обсадной колонны. Бурение под эксплуатационную колонну в интервале 1540 – 1900 м производится на безглинистом минерализованном растворе со степенью минерализации до 220 кг/м³. Его приготовление возможно на основе раствора от предыдущего интервала (промежуточная колонна) при условии максимальной очистки от твердой и коллоидной фаз (содержание коллоидной составляющей не более 10 кг/м³). Выбор типа бурового раствора и его плотности обусловлен наличием в разрезе водорастворимых солей и необходимостью качественного первичного вскрытия продуктивных горизонтов, предупреждения гидратообразования в ПЗП. В целях обратимой кольматации стенок скважины в составе бурового раствора предусмотрен кислоторастворимый кольматант (мраморная крошка). Бурение под эксплуатационную колонну необходимо произвести с минимальными затратами времени за счет сокращения количества рейсов, затрат на выполнение вспомогательных, дополнительных, ремонтных и прочих видов работ в целях снижения глубины проникновения фильтрата бурового раствора в ПЗП и сохранения естественных коллекторских свойств продуктивных отложений.

Фильтрационные параметры циркулирующего раствора необходимо поддерживать на минимально низком уровне, для чего предусмотрены полианионная целлюлоза низко- и высоковязкой модификации (ПАЦ В/Н) и солестойкий крахмальный реагент. Глинопорошок и биополимерный реагент гаммаксан используются как структурообразователи, а также для увеличения реологических и структурно-механических параметров, для их снижения необходимо использовать реагент ФХЛС. Сода кальцинированная и сода каустическая предназначены для поддержания оптимальных значений водородного показателя (рН), обеспечения диспергирования глинопорошка, нейтрализации кислой среды бурового раствора и ионов кальция в его фильтрате, возникающих при растворении ангидритов и гипсов. Высокие смазывающие свойства обеспечиваются за счет смазывающей добавки Fk-lube. Пеногаситель пентакс предназначен для удаления вспенивания бурового раствора и газов при их возможном поступлении из скважины. Для предупреждения биологического разложения (гниения) органических компонентов бурового раствора предусмотрен бактерицид. Реагент Scimol WS 2111 предназначен для предупреждения и снижения скорости коррозии металла (как в скважине, так и на поверхности) в условиях применения минерализованного раствора.

Для удаления выбуренной породы из бурового раствора необходимо производить его качественную очистку, для этого следует применять четырехступенчатую систему очистки, включающую в себя вибрационное сито, пескоотделитель, илоотделитель, центрифугу и дегазатор согласно таблице 2.5.5 и СТО Газпром 2-3.2-198-2008.

Измерения технологических параметров буровых растворов в процессе бурения скважины проводится в соответствии СТО Газпром 7.3-002-2010 «Документы нормативные для строительства скважин. Буровые растворы. Полевые испытания».

Объемы бурового раствора по интервалам бурения и скважине в целом (таблица 2.5.2) определены согласно требованиям п. 3.15 РД 08-254-98 «Инструкция по предупреждению ГНВП и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности».

Мероприятия по предотвращению осложнений в интервалах АНПД и ликвидации поглощений.

На случай возможных поглощений предусмотрены разнотипные и разноразмерные кольматирующие наполнители (опилки, резиновая крошка, шлак, полиплаг), водонабухающий полимер (ПБС) и облегченный цемент (ПЦТ-III-Об-4-50 или ЦТРОС) для установки изолирующих мостов в зонах поглощений. Перечисленные наполнители или их аналоги должны соответствовать СТО Газпром 2-3.2-090-2006 «Кольматирующие наполнители для буровых растворов. Технические требования».

При разбуривании интервалов АНПД основным возможным осложнением является поглощение бурового раствора. Работы, связанные с предупреждением возможных поглощением, вскрытием, изоляцией зон поглощений должны производится в соответствии с СТО Газпром 2-3.2-090-2006 «Вскрытие пластов с интенсивным поглощением промывочной жидкости» Для предупреждения поглощений при бурении скважин на Чаяндинском НГКМ в зонах АНПД:

1. Использовать методы регулирования (снижения) гидравлического сопротивления в системе скважина-пласт:

- снижение расхода промывочной жидкости на буровом насосе до минимально допустимых значений;

- снижение (ограничение) скорости СПО;

- увеличение зазора между буровым инструментом и стенками скважины (смена в КНБК УБТ меньшего диаметра);

- смена способа бурения (забойный двигатель или турбина) на роторный способ;

2. Обеспечить минимально возможную плотность циркулирующего раствора за счет:

- применения бурового раствора с минимальным содержанием твёрдой и коллоидной фаз;

- постоянной и качественной работы четырехступенчатой системы очистки в целях удаления из бурового раствора выбуренной породы, снижения содержания твердой и коллоидной фаз.

При возникновении поглощений определить интенсивность поглощения и (или) статический уровень в скважине.

3. В зависимости от интенсивности поглощения произвести углубление ствола скважины на 10 – 20 м и использовать различные методы его ликвидации.

3.1. Снижение плотности бурового раствора за счет работы системы очистки и разбавления циркулирующего раствора свежеприготовленными порциями с минимальной плотностью.

3.2. Ввод инертных наполнителей в циркулирующий раствор (опилки, резиновая крошка, шлак, мраморная крошка). Расход наполнителей – 20 – 40 кг/м³ и более. При вводе наполнителей циркуляцию бурового раствора производить с минимальной производительностью и в обход системы очистки (не менее 3 – 4 циклов циркуляции).

3.3. Закачка ВУС (вязкоупругих составов на основе водонабухающих полимеров) в зону поглощения. Возможно также применение комбинированных ВУС (с дополнительными добавками наполнителей на стадии приготовления).

3.4. Контейнерная доставка и задавка в зоны поглощения «сухих» пеналов на основе крупноразмерных и разнотипных наполнителей.

3.5. Установка цементных мостов на основе облегченных тампонажных составов ПЦТ-III-Об-4-50 или ЦТРОС с заданными свойствами (плотность, растекаемость, реологические параметры, сроки загустевания и схватывания и другие) в зоне поглощения. После завершения ОЗЦ производится спуск инструмента, разбуривание цементного моста и определение наличия или отсутствия поглощения. При отсутствии поглощения бурение продолжается, при его наличии принимается решение о выполнении дальнейших работ (повторная установка моста, применение профильных перекрывателей).

3.6. При проведении работ по изоляции поглощающих интервалов в стволе скважины диаметром 215,9 и 295,3 мм для консолидированного ввода наполнителей и тампонирующих составов с задавливанием в пласт используются пакеры механического действия соответствующего типоразмера.

3.7. При невозможности ликвидации катастрофических поглощений перечисленными выше методами бурение интервалов (по 50 – 100 м) на технической воде (без выхода циркуляции) с последующим перекрытием профильным перекрывателем.

Работы по установке профильных перекрывателей должны производиться с привлечением соответствующих сервисных компаний и на основе «Руководства по эксплуатации ОЛКС (3668-142000147588-2007 РЭ) и «Инструкции по изоляции осложнений оборудованием локального крепления скважин». В данной документации определены условия, при которых необходим спуск расширяемых профильных перекрывателей для ликвидации поглощений бурового раствора, а также критерии,, соблюдение которых позволит обеспечить безопасное ведение работ по ликвидации поглощений бурового раствора с их помощью.

В соответствии с требованиями ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» работы по ликвидации осложнений (поглощений) производятся по планам работ, которые согласовываются с заказчиком, проектной организацией и утверждаются главным инженером бурового предприятия.