Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование взаимодействия скважин с многолетнемерзлыми породами и совершенствование их крепления

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Исследование взаимодействия скважин с многолетнемерзлыми породами и совершенствование их крепления"

На правах рукописи

КОНДРЕНКО ОЛЕГ СЕРГЕЕВИЧ

□0348Э724

ИССЛЕДОВАНИЕ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ СКВАЖИН С МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫМИ ПОРОДАМИ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ИХ КРЕПЛЕНИЯ (НА ПРИМЕРЕ ЗАПОЛЯРНОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСА ТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ)

Специальность: 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважш

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 4 ЛЕН 2039

Краснодар, 2009

003489724

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов» (ОАО «СевКавНИПИгаз»)

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Гасумов Рамнз Алиджавад оглы

доктор технических наук, профессор Проселков Юрий Михайлович

Ведущее предприятие:

кандидат технических наук Гринько' Юрий Вячеславович

СургутНИПИнефть,

ОАО «Сургутнефтегаз» (г. Сургут)

Защита состоится 28 января 2010 года в 13:00 часов на заседании диссертационного Совета Д 222.019.01 при ОАО «Научно-производственное объединение (НПО) «Бурение» по адресу: 350063, г. Краснодар, ул. Мира, 34.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО «НПО «Бурение».

Автореферат разослан 15 декабря 2009 года.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук

Л. И. Рябова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Для поддержания достигнутого уровня добычи углеводородов одной из важнейших задач эксплуатации является необходимость ввода новых месторождений в осложненных горно-геологических и климатических условиях. В связи с этим возникает необходимость создания более совершенных технологических решений, позволяющих повысить качество строительства новых скважин, в т.ч. в условиях многолетнемерзлых пород (ММП).

Строительство скважин в криолитозонах отличается существенными осложнениями: из-за протаивания мерзлых пород деформируются и разрушаются наземные сооружения, теряет продольную устойчивость металлическая крепь скважины, получая наклон или волнообразный изгиб в связи с исчезновением контакта обсадных труб с устьем и стенками скважины; при обратном промерзании отмечаются смятия колонны. Все это приводит к разгерметизации или разрушениям скважинного сооружения, к появлению неуправляемых каналов прорыва углеводородного флюида из пласта на дневную поверхность, что сопровождается катастрофическими последствиями и определяет актуальность проблемы не только с технической, но и с экологической точки зрения.

Упомянутые выше осложнения предопределяются некачественным бурением и креплением скважин. При строительстве скважин в многолетне-мерзлых породах (ММП) наиболее характерными и распространенными осложнениями, влияющими на качество строительства скважин, являются осыпи и обвалы пород, размыв приустьевой зоны при бурении, поглощение там-понажного раствора при цементировании и, как следствие, - низкое качество цементирования кондуктора. В дальнейшем, при освоении и эксплуатации скважин в результате протаивания вокруг устья в ММП образуются воронки — провалы, приводящие к потере продольной устойчивости конструкции скважин, разгерметизации колонн и их смятию при обратном промерзании пород.

Для профилактики этих осложнений и борьбы с ними необходимо, прежде всего, иметь детальную геолого-криологическую модель ММП: распространение, толщину и температуру, особенности строения, льдистость разреза, характеристику теплофизических свойств, лито логический состав и другие параметры. В этой связи при разработке рекомендаций по совершенствованию технологии строительства (бурения и крепления) и эксплуатации скважин должны учитываться основные особенности строения ММП, которые могут быть получены при их детальном изучении.

В нашей стране и за рубежом накоплен значительный опыт исследования этих процессов, изучены возможности управления термодинамическим состоянием скважины в интервалах залегания многолетнемерзлых пород. Однако приходится констатировать, что до настоящего времени отсутствует общепризнанная, научно обоснованная и достаточно формализованная методика поиска оптимального варианта проходки ствола, которая минимизиро-

вала бы деградацию проходимых скважиной мерзлых пород, обеспечивала теплоизоляцию крепи скважины и позволяла гарантировать длительную безаварийную эксплуатацию скважин.

Для изучения механизма осложнений важно установить причины, выявить их взаимосвязь и оценить факторы, влияющие на динамику их развития при строительстве и эксплуатации скважин в криолитозоне. Многочисленные исследования в этой области провели: О.Ф. Андреев, Г.В. Арцимо-вич, В.В. Бабулин, Г.С. Грязнов, М.А. Гудман, H.H. Кохманская, Ю.Ф. Мака-гон, A.B. Марамзин, РН. Медведский, П.Б. Садчиков, A.B. Просолов, A.A. Рязанов, М.В. Хомак и др.

В области теплового взаимодействия ствола скважины с мерзлым массивом научное обоснование включает прогнозирование деформационного поведения металлической крепи в функции термодинамического состояния пркскважинной зоны. Это наиболее крупный аналитический комплекс, в разработке и развитии которого участвовали: В.Т. Баловаев, Э.А. Бондарев, И.Ю. Быков, В.Ф. Буслаев, Г.Г. Габузов, Б.И. Есьман, Б.А. Красовицкий, А.Г. Колесников, Б.Б. Кудряшов, С.М. Кулиев, И.М. Кутасов, Д.В. Маршак, Р.И. Медведский, А.Г. Минко, A.B. Полозков, Ю.М. Проселков, В.В. Соловьев, А.Е. Теплов, А.И. Чарный, А.Н. Щербань и др. Именно эти исследования составляют основы научного прогноза в области выбора термозащитных методов для обеспечения надежной работы конструкций скважин в условиях многолетней мерзлоты.

Проблема повышения качества крепления и обеспечения эксплуатационной надежности газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин рассматривалась в работах Ф.А. Агзамова, A.A. Ахмедова, М.Г. Ашрафьяна, А.И. Булатова, P.A. Гасумова, М.Ф. Каримова, Ю.П. Коротаева, М.Р. Мавлю-това, Д. Ф. Новохатского, В.В. Ремизова и других исследователей.

Цель работы. Повышение качества строительства скважин в районах распространения многолетнемерзлых пород, обеспечивающее их длительную безаварийную эксплуатацию.

Основные задачи.

1. На основе анализа промыслового материала установить основные причины некачественного строительства скважин в условиях многолетне-мерзлых пород на примере Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения.

2. Исследовать приоритетные технологические факторы, способствующие осложнениям при проходке и креплении в ММП.

3. Изучить строение геокриологического разреза в зонах распространения ММП и предложить зональную ее классификацию по разрезу и по площади распространения с позиций склонности к осложнениям при строительстве скважин.

4. Проанализировать доминирующие факторы теплового воздействия на мерзлые породы при бурении скважин и влияние процесса протаивания зон многолетнемерзлых пород на качество крепления скважин.

5. Обосновать требования к буровым промывочным растворам для проходки скважин в ММП и разработать рецептуры полимерглинистых буровых растворов, максимально удовлетворяющих этим требованиям.

6. Предложить на основе выполненных исследований модернизацию конструкций и технологии крепления скважин в условиях многолетних мерзлых пород.

Методика исследований. Для решения поставленных задач проведен анализ и обобщение как собственных, так и опубликованных работ, результатов промысловых исследований и измерений в скважинах Заполярного НГКМ. Проведены теоретические и лабораторные исследования, стендовые и промысловые испытания. Проведена апробация на практике разработанных элементов технологии проходки и крепления скважин в условиях многолет-немерзлых пород.

Научная новизна.

1. Предложена градация зоны многолетнемерзлых пород по разрезу и площади, в основу которой положена склонность к осложнениям при сооружении скважин, учитывающая комплекс факторов, определяющих степень опасности осложнений: литологический состав, льдистость, тепло физические свойства, естественную температуру, пористость, проницаемость, структуру и текстуру.

2. Предложена методика расчетной оценки льдистости ММП по результатам измерения ее кажущегося электрического сопротивления на основе установленной корреляционной зависимости.

3. Выявлены доминирующие факторы агрессивного воздействия на мерзлые породы, обоснованы требования к буровым промывочным растворам и предложен метод обеспечения теплоизоляции скважины в зоне ММП в период ее сооружения.

4. Выявлена зависимость сцепления цементного камня с колонной и породой от значения активного гидростатического давления в кольцевом пространстве скважин в процессе ожидания затвердения цемента, позволяющая обеспечить качество крепи скважин за счет формирования теплоизоляционного экрана в зоне многолетнемерзлых пород.

Защищаемые положения.

1. Геокриологическая модель зоны многолетнемерзлых пород.

2. Полимерглинистый раствор для бурения скважин в многолетнемерзлых породах.

3. Способ теплоизоляции скважин в зонах многолетнемерзлых пород.

4. Способ цементирования эксплуатационной колонны в условиях многолетнемерзлых пород.

Практическая значимость работы. Разработан комплекс технико-технологических решений, направленных на повышение качества крепления скважин в условиях многолетнемерзлых пород:

1. Предложена методика разделения многолетнемерзлых пород на пачки с выделением участков, в различной степени склонности к осложнениям при строительстве скважин.

2. Предложен полимерглинистый буровой промывочный раствор для бурения скважин в многолетнемерзлых породах, в наименьшей мере оказывающий отрицательное влияние на ММП и крепление скважин.

3. Усовершенствован способ теплоизоляции скважин в зонах многолетнемерзлых пород.

4. Усовершенствована технология цементирования эксплуатационной колонны в условиях многолетнемерзлых пород.

5. Даны предложения по модернизации конструкций скважин.

6. Полученные результаты исследований успешно применяются на газовых и газоконденсатных скважинах Заполярного НГКМ.

Основные положения и рекомендации диссертационной работы могут быть использованы при составлении технических проектов на строительство скважин в криолитозонах.

Обоснование соответствия диссертации паспорту научной специальности. В соответствии с формулой специальности 25.00.15 «Технология бурения и освоения скважин» (технические науки) и п. 2. области исследований в диссертационном исследовании рассмотрены задачи изучения строения ММП по разрезу и по площади распространения с позиций склонности к осложнениям, а также теплового воздействия бурового раствора на мерзлые породы при бурении скважин.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на секциях научно-технического Совета ОАО «Газпром» (Ставрополь, 2005 г.); на Ученом Совете ОАО «СевКавНИПИгаз» (Ставрополь, 2006 г.), (ta международных научно-практических конференциях: «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин» (Кисловодск, 2005 г.), «Проблемы добычи газа и газового конденсата» (Кисловодск, 2006 г.), «Проблемы добычи газа и газового конденсата» (Кисловодск, 2007, 2008 гг.); научно-практических конференциях молодых специалистов и ученых ОАО «СевКавНИПИгаз» (Ставрополь, 2006 г., 2007 г.), на кафедре «Геофизика, техника разведки и бурение нефтегазовых скважин» ЮжноРоссийского государственного технического университета (Новочеркасский политехнический университет) (Новочеркасск, 2006г.), на кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин» Северо-Кавказского государственного технического университета (Ставрополь, 2007 г.).

Публикации. Основные положения диссертационной работы опубликованы в 8 печатных изданиях, в т.ч. в 5 изданиях, рекомендуемых ВАК РФ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения, изложенных на 189 страницах текста, иллюстрируется 25 рисунками и сопровождается списком использованных литературных источников из 88 наименований.

При работе над диссертацией автор пользовался советами и консультациями: кандидатов наук Ю.В. Тернового, В.Г. Мосиенко, Ю.А. Воропаева; докторов наук, профессоров K.M. Тагирова, А.Я. Третьяка, A.A. Переймы и др. Всем им автор глубоко признателен.

б

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В введении обоснована актуальность повышения качества строительства скважин в условиях многолетнемсрзлых пород посредством совершенствования технологии их бурения и крепления.

В первой главе дана характеристика геолого-технических и геокриологических условий Заполярного НГКМ, показаны особенности строительства газовых и газоконденсатных скважин в криолитозоне, причины возникновения осложнений и аварий при бурении и креплении скважин в зонах много-летнемерзлых пород, Проведен анализ применяемых методов при строительстве скважин, как инженерного сооружения, в условиях ММП месторождений Крайнего Севера с целью повышения их качества и эксплуатационной надежности. Изучен и исследован большой объем промысловых материалов по строительству скважин в условиях ММП месторождений Восточной и Западной Сибири, а также за рубежом.

Анализ текущего состояния фонда скважин Заполярного НГКМ показал, что основные факторы, влияющие на качество бурения и крепления скважин в криолитозоне, определяются геокриологическими и технологическими условиями проводки скважин в зонах ММП.

В работе приведены результаты изучения основных осложнений, аварий при строительстве и эксплуатации скважин Заполярного нефтегазоконден-сатного месторождения, а также их причины.

Приведена классификация и количественная оценка факторов, определяющих основы для научно обоснованного выбора способов и средств обеспечения надежной работы конструкции скважины в интервалах залегания многолетнемерзлых пород.

В работе рассмотрены геокриологические условия на газовых и газоконденсатных скважинах Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения, строение геокриологического разреза и распределение температур по глубине скважины. Выполненный нами анализ имеющихся замеров показал, что комплексная интерпретация геофизических материалов позволяет решить задачу по выделению особенностей отдельных зон мерзлых пород, определяющих склонность их к осложнениям. Замеры температуры при установившемся тепловом режиме дают возможность отделить мерзлые породы от талых.

Геокриологические условия на газовых месторождения детально исследованы и проанализированы в трудах многих ученых и специалистов-практиков. Предложены различные классификационные схемы для характеристики ММП по льдистости, текстуре, .цитологическому составу и т. д. Сделана попытка вывести критерии для оценки аварийной опасности мерзлых пород (КАО), основными параметрами которых приняты величины льдистости и просадочности ММП, приводящие к различным объемам отсыпки вокруг скважин. Предложено по величине этого критерия делить ММП на 6 категорий: не опасные, допустимо опасные, умеренно опасные, повышенно опасные и аварийно опасные. Эти особенности являются косвенной характеристикой продольной устойчивости конструкции скважины в просадочных и

кавернозных мерзлых породах. Однако предложенные классификационные схемы не могут в полной мере охарактеризовать ММП с позиций их склонности к осложнениям в процессе бурения, последствием которых являются некачественное крепление и последующая осложненная эксплуатация скважин.

Нам представляется целесообразным дальнейшее развитие научных разработок с целью детальной характеристики ММП по разрезу и площади конкретного месторождения с позиций склонности их к различным осложнениям при строительстве скважин. Причем, должны быть учтены возможные последствия этих осложнений, затрудняющих эксплуатацию скважин.

С этой целью нами создана подробная геокриологическая модель ММП, позволяющая еще на стадии проектирования выбрать рациональную конструкцию скважины, буровой промывочный раствор, интенсивность промывки ствола, способ регулирования его температуры, технологию крепления и тепловой защиты скважины.

Для создания геокриологической модели ММП нами обработаны материалы ГИС по многочисленным скважинам, в результате чего все породы многолетнемерзлой толщи были разбиты на три этажа льдистости, разделенные между собой интервалами пород, значительно отличающимися по значениям льдистости от мерзлых пород этажа..Являясь важнейшей характеристикой ММП, льдистость пород не может быть определена непосредственно, в силу чего необходимо было предложить расчетную схему для ее оценки. Посредством статистической обработки геофизических данных нам удалось установить надежную корреляцию между величинами кажущегося электрического сопротивления и льдистости, что позволило существенно улучшить детализацию анализа. Геокриологическая модель ММП иллюстрируется корреляционными схемами, характеризующими разрез ММП с севера на юг и с запада на восток, и картами льдистости (рисунок 1).

При районировании площадей месторождений по геокриологическим условиям нами выделяются три категория: I — особо сложные геокриологические условия, II — сложные и III — несложные (таблица 1). В классификации по геокриологическим условиям учитываются как мерзлотные, так и технологические факторы.

Нами установлено, что в интервалах ММП с повышенной льдистостыо в разрезе КЛЗ следует прогнозировать отсутствие сцепления цемента с этими породами при оттаивании льда и образование зазоров между цементом и породой, в связи с чем в этом интервале не обеспечивается необходимая герметичность заколонного пространства.

При определении влияния температур ММП на крепь скважин предлагаем учитывать (табл. 1), что при снижении температур за колоннами до -3 °С и ниже значительно увеличиваются дополнительные нагрузки на крепь скважины при возникновении аномальных давлений в замкнутых объемах при обратном промерзании при простоях, консервации скважин, которые достигают 40,0 МПа и более. Это требует применения в интервалах залегания низкотемпературных ММП высокопрочных труб для обеспечения надежной крепи скважин.

Рисунок 1 - Корелляционная схема этажей льдистости Заполярного НГКМ Предложенная градация мерзлоты позволяет четко определить глубины установки башмаков колонн в мерзлых глинистых отложениях, где каверноз-ность минимальная, и принять профилактические меры борьбы с просадкой породы. Мерзлотная карта позволяет уточнить место выбора очередного куста скважин.

Таблица 1 - Классификация скважин по сложности геокриологических уело-вий с учетом строения разреза криолитозоны и низкотемпературных пород

Категории сложности ГУ на скважинах Геокриологические факто И.1 по разрезу

Толщина, м л ¿> П с и а х 5 3 а. 5 а & 11 ? Е О « =1 е; л О у и II»5 с: а Температура многолет-немерзлых пород, °С Индекс сложности геокриологических условии

4» С. го « О. а а о В & о 5 9 -1 й « многолетнемерзлых пород криолитозоны ¡1^1 ? о * « * <4 О К ^ о» л и « « и £ К « орчд & и о с ч ч о обвалоопасных пород с льдистостъю менее 16 % (менее т= 150 кг/м3) с повышенной кавер-нозностью

I особо сложные >4 >250 >350 > 50 > 100 > 150 аномально-, сверх-, высоко- и сильнопросадоч-ный < -4 >0,50

П сложные <4 ¡00250 200350 20-50 50-100 70-150 сильно-, средне-просадочный -2,0... -4,0 0,30... 0,50

III несложные < I <100 <200 <20 <50 <70 средне-, спабо-гсросадочный, не-просадочный >-2 <0,30

В данной главе также рассмотрены применяемые в практике методы, направленные на повышение качества строительства и крепления скважин в

зонах распространения многолетнемерзлых пород. Проведенный анализ показал необходимость совершенствования технологии крепления скважин в условиях многолетнемерзлых пород.

Поставлена цель работы, определены основные задачи и пути их решения.

Во второй главе приведены результаты исследования факторов, влияющих на качество крепления скважин в криолитозоне, изучено влияние промывочной жидкости на состояние ствола и процесса кавернообразования при бурении скважин в условиях многолетнемерзлых пород. Исследованы устойчивость кондуктора при растеплении в зонах многолетнемерзлых пород в процессе бурения и промывки скважин.

Количественная оценка факторов влияния на динамику осложнений {геокриологические, термические, техногенные) позволяет изучить интенсивность развития термодинамических процессов с целью обоснования решений по выбору термозащитных мер для обеспечения надежной работы конструкции скважины в криолитозоне.

Физико-механические характеристики пород криолитозоны имеют особое значение при выборе технологии строительства скважин в зоне ММП.

Скважина считается качественно построенной в интервале залегания ММП, если в результате применения выбранной конструкции и технологии строительства обеспечивается коэффициент кавернообразования Ккаа<1,3 (по объему). Таким образом, Ккав является контролирующим параметром для обеспечения номинальности ствола и исходным - для прогноза качества цементирования и вероятности смятия обсадных колонны и термозащитных мероприятий при обратном промерзании.

Льдистость характеризует количество льда в структуре мерзлой породы за счет ледяных включений, характеризует отношение массы льда к массе всей воды (Л = Г1л / тв). При льдистости не более 0,2 конструкция скважины не требует термозащитного оборудования и может быть сооружена по традиционным технологиям. При льдистости не менее 0,2 вероятность осадки оттаявших пород очень высокая, особенно в приустьевой зоне. К скважине должны быть применены термозащитные меры.

Одной из основных характеристик мерзлых пород (пластов) разреза ММП является их просадочность в результате оттаивания ММП, зависящая от льдистости пород, их мощное и, наличия в разрезе КЛЗ высокольдистых пород, льдогрунтов, пластов льда. К просадочным ММП относят породы с льдисто-стью более 20 % (более 180 кг/м3).

Просадочность (Кпм) разреза ММП на скважине определяется глубиной просадки, провала мерзлых пород вокруг скважины при их оттаивании. К просадочным ММП относят породы с льдистостыо более 20% (т>180кг/м3), но не менее 300 кг/м3.

Просадочность пород разделяется на следующие категории в зависимости от величины просадки при протай вании ММП:

- сверхпросадочные Кпи>15м;

- высокопросадочные 9 < К„„ < 15 м;

- сильнопросадочные 4 < К„„ £ 9 м;

- средиепросадочные I < К„м S 4 м;

- слабопросадочные 0,1 < Кпи <1 м;

- пепросадочные К„„ < 1 м.

На Заполярном НГКМ в скважинах и кустах с просадочными, кавернозными разрезами ММП имеет место повышенная степень просадки обычно до глубины 150 м. Сложные термобарические условия и наличие неустойчивых мерзлых просадочных и кавернозных пород в криолитозоне, в т.ч. прилегающих к поверхности жильных и пластовых льдов, требуют разработки технических требований к конструкциям эксплуатационных скважин, с использованием теплоизолированных обсадных труб (для направления и кондуктора), с целью перекрытия ММП.

Для совершенствования технологии строительства и крепления скважин в криолитозонах, нами изучено влияние промывочной жидкости на состояние пород в стволе скважины. Результаты изучения процесса образования каверн при бурении скважин в условиях много летне мерзлых пород показывают, что максимальное кавернообразование связано с высокольдистыми песчаными породами I этажа льдистости. К числу основных причин, вызывающих интенсивное кавернообразование ствола, относятся: геокриологические особенности вскрываемого разреза (температура, наличие льдогрунтов, высокольдистых толщ, литологического состава ММП и др.); тепловое воздействие потока промывочной жидкости на окружающие породы, физико-химические процессы растворения льдогрунтов и высокольдистых пропласт-ков промывочной жидкостью, эрозионный размыв пород циркулирующим в скважине буровым раствором.

Анализ результатов комплекса геофизических исследований скважин позволил выявить основные закономерности в образовании каверн при бурении скважин в условиях ММП. Выявлено, что интенсивное кавернообразование зафиксировано в интервале залегания некрасовской свиты олигоцена (34 - 94 м), отнесенной нами к I этажу ММП. Причем установлено, что максимальный коэффициент кавернозности, равный 2,7, связан с песками, имеющими глинистость по гамма-каротажу, равную 2 у. Интервалы же повышенной глинистости песков в кровельной части, несмотря на высокое кажущееся электрическое сопротивление, имеют меньший коэффициент кавернозности.

Промыслово-геофизический материал по 42 скважинам Заполярного месторождения позволил выделить и подсчитать' объемы каверн в разрезе ММП. Согласно полученной зависимости при средневзвешенной минимальной льдистости (50 - 70 кг/м3) объем кавернообразования минимален, при средневзвешенной льдистости 200 кг/м3 объем каверн приближается к двум номинальным объемам скважины (рисунок 2).

Максимальная кавернозность ствола скважин после бурения характерна для первого этажа льдистости. Здесь поле с коэффициентом кавернозности 2 - 2,5 характерно для южной и центральной части Заполярного НГКМ. Поле с коэффициентом кавернозности 3,0 — 4,5 наблюдается в северозападном, северо-восточном и юго-восточном участках месторождения.

Льдистость средневзвешенная по разрезу (т), кг/м'

Рисунок 2 - Зависимость между объемом каверн и средневзвешенной льдистостыо

По второму этажу льдистости коэффициент кавернозности со значениями 2 -3,5 характерен для северо-восточной и юго-восточной части месторождения.

При выборе температуры бурового раствора важным фактором является льдистость проектного разреза ММП, так как при максимальной средневзвешенной льдистости по разрезу 195 - 203 кг/м3 температура выходящего бурового раствора составляла 2,75 - 6,23 °С (скважины 1200 и 2181) и минимальной льдистости 128 кг/м3 - 15,69 °С (скв. 2037).

В целом, по Заполярному НГКМ с возрастанием льдистости разреза наблюдается (рисунок 3) уменьшение температуры бурового раствора на выходе, что свидетельствует о его охлаждении за счет оттаявшего и обрушившегося мерзлого фунта. Если принять начальную температуру бурового раствора во всех скважинах равной 17 °С, то максимальная разница температур на входе и выходе скважины при льдистости более 400 кг/м3 будет составлять 13 °С.

5 10 15 20

Температура раствора, С

Рисунок 3 - Зависимость температуры бурового раствора на выходе от льдистости пород по скважинам Заполярного НГКМ

Установленная корреляционная зависимость между механической скоростью бурения и температурой бурового раствора свидетельствует о том, что со снижением температурь! бурового раствора растет механическая скорость (рисунок 4). Установлено, что при увеличении нагрузки на долото температура бурового раствора увеличивается за счет теплоты, образующейся при разрушении горных пород.

У

>

¡5 200

и о

о 150

§ 100

сне. 2051

------

Рисунок 4 - Зависимость механической скорости от температуры бурового раствора на выходе

и:

и

ска.2023

Щ 50 ■-

х

5 10 15 20 25 3

Температура раствора. ОС

При строительстве скважин в криолитозоне возникают проблемы с регулированием параметров незамерзающих промывочных жидкостей, а промысловый опыт показал, что процессы кавернообразования возможно предотвратить с помощью выбора оптимальной температуры промывочной жидкости и за счет использования малоглинистых полимернасыщенных и калий-ингибированиых буровых растворов.

Исследования показали, что при правильном выборе состава промывочной жидкости и оптимальном гидравлическом режиме циркуляции возможно обеспечить высокую механическую скорость бурения, что позволит снизить время контакта бурового раствора с мерзлыми породами на стенках скважины и предотвратить отрицательное влияние температуры на устойчивость ММП.

Проведенные исследования показали, что наличие отрицательных температур оказывает влияние на агрегатное состояние и реологические свойства жидкостей, находящихся в стволе скважины. При этом может произойти, например, закупоривание канала ствола из-за возникновения ледовых, гид-ратных или шламовых пробок, снижение дебита из-за повышения вязкости нефти и т.п.

Основными доминирующими факторами теплового воздействия на мерзлые породы при бурении скважин на Заполярном НГКМ являются величина положительной температуры промывочной жидкости как теплоносителя, а также количество теплоты, образующейся за счет разрушения горных пород на забое. Влияние последнего фактора является настолько значительным, что температура бурового раствора на выходе.в процессе бурения скважин на Заполярном месторождении зачастую оказывается выше, чем на входе (рисунок 5).

Изучение фактических промысловых данных показывает, что можно предотвратить протаивание льдистых пород при бурении скважин в зонах ММП на Заполярном НГКМ, если обеспечить температуру бурового раствора в пределах — б°С. Так, по нашим расчетам, для скважины № 2051 общее количество теплоты, поступившее в скважину в процессе бурения под кондуктор, составило 39452,30 кДж при температуре бурового раствора 17 °С, при этом суммарное количество теплоты, образовавшееся за счет разрушения

горных пород, равно 8734,08 кДж, что соответствует нагреву промывочной жидкости на 3,73 °С, то есть, если бы подача бурового раствора осуществлялась с температурой минус 3,73 °С, то на выходе его температура составила бы 0 °С.

ска. 2174

2037

Рисунок 5 - Зависимость температуры бурового раствора на выходе от нагрузки на долото в процессе бурения скважин на Заполярном ИГКМ

нагрузка на долото, т

Развитие приустьевых воронок в нетеплоизолированной скважине связано с возникновением значительных зазоров — каверн за цементным кольцом и провалом в них оттаявших пород. Динамика развития зазоров - провалов вокруг скважин определяется радиусами оттаивания пород вокруг них.

Рисунок 6 - Динамика развития радиусов протаивания и формирования воронок вокруг скважины 3063 и 2235 за I, 5 и Ю-ти летний периоды эксплуатации

В данной главе исследована устойчивость кондуктора при растеплении в зонах ММП в процессе бурения и промывки скважин. Для этого проводился анализ оценки качества крепления кондуктора эксплуатационных скважин в условиях ММП. При цементировании скважин на Заполярном месторождении, по данным интерпретации АКЦ, наблюдается чередование интервалов гашения сигнала—»отсутствия—»плохого—»частичного—» жесткого сцепления цементного камня с колонной. При этом возможно отсутствие одного или нескольких интервалов. В общем случае качество сцепления цементного камня с колонной возрастает с уменьшением коэффициента кавернозности. Как

следует из приведенного выше материала, достижение качественного сцепления цементного камня возможно в том случае, если на момент цементирования кондуктора коэффициент каверпозности по стволу будет изменяться в пределах 1,03 - 1,10.

Динамика данного процесса определяется наличием льдистости (более 300 кг/.м3), радиусами протаивания в зависимости от времени эксплуатации, просадочностыо пород при оттаивании и степенью их устойчивости. Вокруг устья скважины при протаивании зон с ММП при сползании пород по мере их оттаивания п зазор вокруг скважины формируется конусная воронка. Если породы, прилегающие к поверхности, обладают повышенной устойчивостью при протаивании, то возможно образование кольцевой воронки. Глубина провала кольцевой воронки не зависит от продолжительности эксплуатации скважин и определяется просадочностыо разреза зон с ММП, а также объемом незаполненных каверн.

Выбор конструкций эксплуатационных скважин по продольной устойчивости в просадочных кавернозных ММП должен производиться с учетом критериев аварийной опасности (КАО) и предложенной нами градации ММП.

В результате проведенных исследований строения разреза криолитозо-ны были построены карты глубин залегания подошвы ММП и КЛЗ Заполярного НГКМ, для использования при проектировании и строительстве скважин.

В третьей гланд изложены результаты модернизации технологии, повышающей качество строительства и крепления газовых и газоконденсатных скважин в условиях многолетнемерзлых пород.

Промывочные жидкости для промывки скважин в зоне многолетне-мерзлых пород должны обладать свойствами, обеспечивающими сохранение устойчивости стенок ствола скважины, а это может быть достигнуто двумя способами: приданием промывочной жидкости температуры более низкой, чем температура мерзлых пород (в этом случае она должна иметь или углеводородную основу, или содержать антифризы, если приготовлена на воде) и приданием промывочному агенту низкой теплопроводности и теплоемкости, если он используется при сравнительно высокой положительной температуре.

По составу все промывочные среды для бурения скважин в криолито-зоне и в ледниках возможно разделить на три группы: 1 - гомогенные (истинные растворы); 2 - гетерогенные (дисперсные системы); 3 - газы и газожидкостные смеси.

Одной из основных характеристик промывочных сред, используемых при бурении скважин в разрезах с отрицательными температурами, является температура начала замерзания (структурообразования), которая характеризуется появлением в жидкости твердой фазы, видимой невооруженным глазом, а также температура эвтектики или полного замерзания жидкости.

В соответствии с этим критерием морозоустойчивости промывочные среды разделяют на жидкости с температурой начала замерзания (структурообразования) около 0°С и жидкости с отрицательной температурой начала

замерзания (етруктурообразования).

Эффективное без осложнений бурение скважин в ММП возможно только с использованием специальных промывочных сред, сохраняющих свои основные технологические характеристики в интервале отрицательных рабочих температур. Наиболее эффективными для бурения скважин в ММП являются промывочные жидкости, относящиеся к гетерогенным системам и сохраняющие свои основные технологические характеристики в интервале отрицательных рабочих температур.

Обширный анализ осложнений при бурении скважин в разрезе ММП позволил нам сформулировать требования к буровым промывочным растворам: предпочтительный тип раствора полимерглинистый; реологическая модель -степенная (Оствальда - де Ваале) с низким показателем характера потока (п); химическая инертность (не растворять лед); низкая эрозионная способность (не размывать породу); низкая растепляющая способность (температура при циркуляции не выше 0°С); высокая транспортирующая способность (очищать скважину от обрушенной мерзлой породы); низкая фильтруемость в проницаемые мерзлые породы.

Наиболее полно этим требованиям отвечает разработанный нами буровой промывочный полимерглинистый раствор (ПГР), обработанный органическим антифризом.

Технический результат разработки заключается в повышении эффективности бурения скважин в ММП за счёт использования не замерзающего при отрицательных температурах ПГР, имеющего улучшенные псевдопластические свойства, обеспечивающие повышение удерживающей и транспортирующей способностей и степени очистки стенок скважины, создающего при циркуляции толстый ламинарный пограничный слой, защищающий ММП от размыва; пониженную фильтрацию в результате формирования низкопроницаемой фильтрационной корки, препятствующей загрязнению пласта и способствующей сохранению его коллекторских свойств; пониженную скорость растепления ММП, что предотвращает кавернообразование и разрушение стенок скважины и, как следствие, обеспечивает длительное сохранение ствола скважины в устойчивом состоянии.

ПГР состоит (в мае. %) из глины 6-8, стабилизатора в виде смеси Рити-зана 2 -4 и КССБ 4-6, углеводородного антифриза 7-19 и воды - остальное, причем соотношение мае. ч. биополимера Ритизан и КССБ составляет 1:1-3 соответственно.

ПГР обладает пониженными значениями показателя нелинейности п (О < п < 0,5), что свидетельствует о его высоких псевдопластических свойствах.

Проявление указанных выше свойств связано с образованием сложных ВМС — полимеров трехмерной структуры из полисахаридов, биомассы куль-туральной жидкости и низкомолекулярных фракций лигносульфонатов посредством конденсирующего действия поливалентных ионов минерального фона остатка питательной среды, содержащей Са2+, Mg2+, Ре3+. В состоянии покоя длинные цепи образующихся ВМС беспорядочно ориентированы (спу-

ю

таны), так как между молекулами действуют преимущественно отталкивающие силы электростатики. При перемешивании ПГР цепи имеют тенденцию выстраиваться параллельно направлению течения, и эта тенденция усиливается с увеличением скорости сдвига, что обусловливает ламинарный режим течения циркуляционного потока и толстый пограничный слой.

Реограммы ПГР с глицерином и карбамидом подтверждают высокие псевдопластические свойства этих систем, относящихся к реологической модели Оствальда - де Ваале и характеризующихся низкими значениями п (0,23 и 0,19) и повышенными показателями консистенции К (3,87 и 7,74 Па с").

Образование ВМС разветвлённой структуры из биополимера Ритизан и КССБ способствует лучшему удержанию воды в суспензии ПГР и снижению его фильтрации как за счёт повышения вязкости жидкой фазы в результате появления гелеобразных продуктов реакций, так и за счёт повышения скорости формирования низкопроницаемой фильтрационной корки из ПГР при участии карбамида или глицерина (табл. 2).

Таблица 2 - Результаты исследований основных свойств ПГР

К- п/ п Компонентный состав ПГР, мае. % 4» а 3 3 2 3 й О М в 8 £ Ё б6- Технологические свойства ПГР

■ Глина Стабилизатор X а, ■©■ а Ь < « о а Р. кг/м"1 Фи, см1/ 30 мин П. мПа-с дПа снс„„ дПа п г/ч т„ "С

Биопо-| лимер 1 Ритизан КССБ

1 7 4 4 19 66 1 1 1101 6,0 18,06 297,8 22/35 0,29 5,67 -12

2 6 2 4 15" 73 1 2 1082 5,0 14,22 149,9 22/41 0,39 5,12 - 9

3 8 3 6 7' 76 1 2 1073 3,5 12,38 96,1 16/25 0,46 4,27 - 5

4 6 2.5 5 10 76,5 1 2 1067 4,5 14,22 163,5 28/41 0,37 4,83 - 7

5 7 2 6 12' 73 1 3 1080 6,0 15,80 107,5 22/32 0,40 4,87 - 9

6 6 - 4 19" 71 - 1093 9,0 11,06 34,3 22/32 0,68 7,35 - 9

7 7 4 4 19" 66 1 1 1091 3,5 14,70 117,6 44/54 0,46 6,64 - 7

8 6 2 4 15" 73 1 2 107£| 5,5 14,22 170,0 28/44 0,36 6,02 - 5

9 8 3 б 7" 76 1 2 1069 4,5 12,64 94,8 19/28 0,47 3,98 - 3

10 б 2,5 5 10" 76,5 1 2 1062 14,22 106,7 35/57 0,47 5,11 - 4

11 7 2 6 12' 1 3 1074 4,5 12,64 149,2 32/47 0,37 5,37 - 5

12 6 - 4 ю" 80 - 1063 8,5 7,90 | 36,0 37/79 0,60 8,28 - 1

Аналоги

13 6 кмц-6001 16 77 1103 9,5 12,64 28,7 5/13 0,75 11,80 - 10

14 3 кмц-6000,5 МагС03 0,2 26,4' 69,9 1094 3,0 4.10 9,58 2,5/ 2,5 0,74 15,75 - 11

Примечание. Антифриз в составе :*-карбамка; ** - глицерин, ***-- ацетат натрия.

Так, например, содержащийся в КССБ формальдегид способен вступать в реакцию конденсации с карбамидом с образованием карбамидного олиго-мера (смолы), что подтверждается высоким значением К, равным 7,74 Па-с", а глицерин как трёхатомный спирт в результате реакции этерификации с лигно-сульфоновыми кислотами КССБ образует полиэфиры сложной структуры. При этом содержание свободной воды в ПГР уменьшается и его фильтрационная способность значительно снижается.

При бурении ММП следует принимать меры по предотвращению оттаивания влаги, находящейся в твердом состоянии, поскольку это может привести к нарушению устойчивости ствола скважины в виде размывов и обвалов с образованием каверн. С целью предотвращения кавернообразования и разрушения стенок скважины при бурении и снижения скорости растепления ММП ПГР содержит ингредиенты, являющиеся углеводородными антифризами (противоморозными добавками), но при этом отличающиеся неодинаковым физико-химическим воздействием на лёд и мёрзлую породу в целом.

Скорость растепления ММП, характеризуемая скоростью разрушения льда, снижается в результате гидрофобизации поверхности льдистой породы продуктами взаимодействия Ритизана и КССБ, в результате чего происходит падение интенсивности поверхностного взаимодействия льда и углеводородного антифриза - карбамида или глицерина, которые вызывают разрушение льда даже при отрицательных температурах.

Кроме того, снижению скорости разрушения льда способствует оптимальное содержание глины в ПГР, обеспечивающее уменьшение интенсивности теплообменных и эрозионных процессов, а, следовательно, и скорости деградации льда.

При бурении и промывке скважины ПГР с высокими структурно-реологическими свойствами (повышенными значениями статического напряжения сдвига) поток занимает только часть сечения кольцевого пространства, образуя у стенок скважины малоподвижную зону. Эта зона предохраняет мёрзлые породы от механического абразивного разрушения и препятствует развитию процессов эрозии (разрушения) льда и растепления ММП.

Проведены исследования по оценке ингибирующего действия ПГР, для чего раствор дополнительно обрабатывался тринатрийфосфатом (ТНФ). Результаты исследований приведены в таблице 3.

Таблица 3 — Результаты исследований ингибирующих свойств ПГР

Иигредиснтный состав ПГР, об. ч. Потеря массы таблетки, мае. %

Через 24 ч Через 48 ч Через 72 ч

1. Глинистый раствор (р - 1054 кг/м^ -100 + 25 %-ный р-р КССБ-24 + Ритизан-3 + глицерин - 18 7,2 15,5 32,4

2. Глинистый раствор (р- 1054 кг/м"*)- 100 +25 %-ный р-р КССБ -24 + Ритизам -3 + 10 %-ный р-р ТНФ - 10 + + глицерин — 18 0,0 0,0 0,0

3. Глинистый раствор (р - 1054 кг/м"1) -100+20 мае. % ЫаС1 100,0 — —

Оценка ингибирующих свойств растворов (состав 1 и 2 табл. 3) производилась в статических условиях методом погружения глинистых таблеток (компания Ма§соЬаг) на 24, 48 и 72 ч в испытуемые растворы с целью определения потери массы по отношению к исходной. Для сравнения использовалась глинистая суспензия с содержанием 20 мае. % хлорида натрия (со-

став 3). Как видно из таблицы 3, наибольшей лшгибирующсй способностью обладает состав, содержащий ТНФ. \

Присутствие ТНФ в составе ПГР предает испытуемому материалу (глинистая таблетка) пластическую прочность, что практически полностью исключает диспергирование глинистого материала в раствор (потери массы нет и после 72 ч выдерживания в ПГР), в то время как отсутствие ТНФ в ПГР (пример 1) приводит к потере массы глинистой таблетки в количестве 7,2; 15,5 и 32,4 % после выдерживания в растворе в течение 24, 48 и 72 ч соответственно.

Глинистый раствор, содержащий 20 % хлорида натрия, приводит к полному диспергированию глинистой таблетки (100 % потеря массы) уже после 24 ч выдерживания в растворе.

Таким образом, можно отметить, что наибольшей ингибирующей способностью обладает ПГР, содержащий в своем составе 10 % водного раствора ТНФ (или сухого ТНФ 6,5 кг/м3 ПГР).

Проведено определение влияния ПГР, содержащего ТНФ, на скорость разрушения льда, в результате чего установлено, что добавка ТНФ практически не влияет (незначительно снижает) на скорость разрушения льда, без ущерба для остальных технологических показателей бурового раствора, в сравнении с присутствием хлорида натрия (табл. 4).

Таблица 4 - Скорость разрушения льда в ПГР с ТНФ

№ состава ПГР (по табл. 2) Темпе ратура, "С, Скорость разрушения, г/ч

замерзания при испытании

1 -4 + 7 -3 8,88 0

2 -4 + 8 -3 8,80 0

3 - 18 + 8 -4 10,02 0,68

Достижение технического результата от применения гетерогенной системы ПГР при бурении скважин в ММП обусловлено комплексом его физико-химических и структурно-реологических характеристик, реализующихся благодаря ингредиентному составу и количественному соотношению компонентов, обеспечивающих высокие псевдопластические свойства ПГР, пониженные фильтрацию и скорость растепления многолетнемёрзлых горных пород, что в совокупности способствует повышению эффективности бурения и качества крепления скважин в ММП при умеренных отрицательных температурах.

При выборе технологии строительства и конструкции скважины на основе изучения мерзлого, низкотемпературного разреза были учтены: категория сложности ГУ и характерные осложнения, которые могут проявиться в этом разрезе при строительстве и последующей эксплуатации скважины.

В работе даны методы прогнозирования развития провалов в просадоч-ных ММП вокруг скважин при их оттаивании с проведением соответствую-

щих расчетов их объемов (провалов, приустьевых воронок, каверн, их отсыпки в приустьевой зоне). Установлено, что протяженность каверн в много-летнемерзлых просадочных породах может достигать 25 - 30 м и более, что приводит к потере опоры конструкции скважины на окружающие породы в мерзлоте и росту нагрузок на конструкцию скважины. При достижении критической величины нагрузки, действующей на конструкцию, критической величины длины конструкции в протяженных кавернах конструкция теряет продольную устойчивость, изгибается, что приводит к деформации, разгерметизации колонн, разрушению конструкции.

При выборе конструкций скважин в ММП учитывается возможность возникновения аномальных давлений обратного промерзания, которые воздействуют на крепь скважин при их длительном простое и восстановлении отрицательных температур в процессе обратного промерзания в замкнутых объемах. При проявлении аномальных давлений, возникающих при промерзании водосодер-жащих масс в заколонных замкнутых объемах (пространствах), в качестве критерия предельного состояния крепи принимается величина давления обратного промерзания, при превышении которых происходит: гидроразрыв окружающих промерзающих пород (величины давлений которого зависят от температуры и льдистости пород); смятия эксплуатационной, технической и других колонн; разрушение кондуктора, технической колонны под действием давления обратного промерзания, превышающее критическое внутреннее давление.

Установлено, что если геокриологические условия, в которых эксплуатируется скважина, считаются особо сложными, то по этим скважинам требуется принять меры по повышению продольной устойчивости конструкции (своевременная отсыпка образующихся провалов, воронок на устье; закрепление, подвеска конструкции на устье, а если отмечается подвижка, проседание обсадных колонн, требуется остановка эксплуатации для повышения устьевого давления и принятия необходимых мер). В других случаях требуется тщательный контроль за состоянием крепи при оттаивании ММП.

При выборе конструкций скважин и технологии их крепления в зонах ММП и НП определяющее влияние оказывают процессы протаивания и обратного промерзания окружающих ММП и заколонных пространств, а также наличие зон аномальных давлений (повышенных и пониженных по сравнению с гидростатическим), влияющих на поглощение флюидов и гидроразрыв пород, наличие газогидратных пропластков.

Обеспечение надежной, длительной эксплуатации скважин, предотвращение осложнений на скважинах, связанных с тепловыми механическим взаимодействием их с ММП и НП при строительстве, достигается за счет: регулирования технологических режимов скважин с осуществлением постоянного контроля за термобарическими условиями, их изменением при взаимодействии скважин с ММП и НП; использования теплоизоляции конструкций скважин; повышения продольной устойчивости конструкций скважин в разрезе ММП; использования крепи скважин, способной выдерживать максимальные аномальные давления, воздействующие на крепь и возникающие при обратном промерзании; предотвращения длительных простоев скважин,

что позволяет избежать смыкания зоны конструкции скважин с зоной промерзания и, тем самым, предотвращает возникновение аномальных давлений обратного промерзания, воздействующих на крепь; использования специальных технологий (последовательное регулируемое промерзание снизу вверх и др.) при длительной консервации эксплуатационных скважин и их эксплуатации.

С учетом вышеизложенного предложена новая конструкция скважин применительно к условиям Заполярного НГКМ в зонах распространения ММП.

Для теплоизоляции скважин в зонах многолетнемерзлых пород применяются различные способы: технические, технологические, физико-химические и другие.

В результате проведенных исследований и выявленных факторов, влияющих на качество цементирования скважин, разработан способ, где положительный результат достигается за счет правильного выбора последовательности закачки в трубное пространство буферной жидкости, тампонаж-ного раствора и продавочного агента.

По данному способу в качестве буферной жидкости используют трехфазную пену и перед тампонажным раствором осуществляют закачивание облегченного тампонажного раствора с наполнителем - газонаполненными микросферами, а перед ним подают в трубное пространство суспензию, состоящую из незамерзающей жидкости, плотность которой выше плотности жидкости затворения указанного облегченного тампонажного раствора, и газонаполненных микросфер, обработанных кислотами шерстного жира в количестве 0,1 - 0,4 % от их массы.

В качестве незамерзающей жидкости с плотностью, не превышающей плотность скважинной жидкости, допускается использовать углеводородные жидкости, спирты,.солевые растворы. Температура породы в зоне ММП находится в пределах от минус 2°С до минус 5°С, следовательно, температура замерзания выбранной жидкости должна быть не выше минус 6 °С.

Используемая суспензия обладает высокой сидементационной устойчивостью и сохраняет свои свойства в течение длительного времени. Объясняется это тем, что вес зерен газонаполненных микросфер практически уравновешивается выталкивающей (Архимедовой) силой в незамерзающей жидкости. При этом суспензия в кольцевом пространстве не загустевает и активное гидростатическое давление от нее в период ожидания затвердевания цемента передается на облегченный тампонажный раствор с наполнителем, от нбго на тампонажный раствор нормальной плотности и на продуктивный пласт. Это позволяет обеспечить активное гидростатическое давление в кольцевом пространстве, превышающее пластовое давление в течение всего времени ожидания затвердевания цемента и предотвратить выход газа из пласта на устье скважины через вышеуказанные тампонажные растворы. Этому также способствует то, что суспензия обладает высоким градиентом прорыва газа. Вышесказанное повышает качество цементирования эксплуатационной колонны газовой скважины в условиях многолетнемерзлых пород.

Нами также разработан новый способ теплоизоляции скважин в зоне многолетнемерзлых пород. Этот способ предусматривает спуск в скважину колонны НКТ, оборудованных пакером и циркуляционным клапаном. После пакерования закачивается теплоизоляционный материал в затрубное пространство скважины, образованное колонной НКТ и обсадной колонной. В качестве теплоизоляционного материала в разработанной технологии используется суспензия, состоящая из незамерзающей жидкости, плотность которой не превышает плотности скважинной жидкости, и газонаполненных микросфер (стеклянные, алюмосиликатные или полимерные газонаполненные), обработанных кислотами шерстного жира в количестве 0,1 - 0,4 % от массы газонаполненных микросфер. Теплоизоляционный материал продавливается в скважину с помощью газообразного агента, который обеспечивает разделение суспензии на твердую и жидкую фазы, до момента выхода на устье скважинной жидкости из трубного пространства насосно-компрессорных труб в расчетном объеме. После .продавливания теплоизоляционного материала газообразным агентом проводится пакерование НКТ в скважине.

Выхлопные газы двигателя внутреннего сгорания или газ из шлейфа соседних скважин используют в качестве газообразного агента для продавли-вания.

В четвертой главе приведены результаты опытно-промысловых испытаний разработанных технологий, направленных на повышение качества крепления скважин при их строительстве в условиях ММП Заполярного НГКМ.

Внедрение способа цементирования эксплуатационной колонны газовой скважины было проведено на скважине № 242 Заполярного НГКМ в условиях многолетнемерзлых пород, где проектная глубина - 3360 м, глубина спуска кондуктора диаметром 324 мм составила 549 м, а глубина залегания подошвы многолетнемерзлых пород - 400 м.

В процессе цементирования эксплуатационной колонны прорыв газа на устье скважины не наблюдался. В течение всего времени ожидания затвердевания цемента удалось сохранить превышение активного гидростатического давления столба в кольцевом пространстве над пластовым давлением. Наблюдения за скважиной показали, что растепления многолетнемерзлых пород не произошло. Отсюда можно сделать вывод о том, что цементирование эксплуатационной колонны газовой скважины в условиях многолетнемерзлых пород проведено эффективно.

Экономический эффект от внедрения способа цементирования эксплуатационной колонны в условиях МПП на скважинах Заполярного НГКМ составил более 22,2 млн. руб.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

I. Выполнен анализ промысловых и литературных данных, обобщены теоретические, экспериментальные и промысловые исследования, позволяющие определить основные осложнения и причины их возникновения при

проходке скважин в зоне ММП, влияющие на качество последующего их крепления.

2. Установлена корреляционная зависимость кажущегося удельного электрического сопротивления от льдистости многолетнемерзлых пород, которая использована для расчленения разреза и выделения подошвы ММП и криолитозоны.

3. Разработана комплексная геокриологическая модель ММП Заполярного НГКМ, включающая структурный план, различные по возрасту (четвертичные и палеогеновые) породы, отличающиеся особенностью их строения и закономерностью распространения по вертикали и по площади, льдистостыо, этажами льдистости, теплофизическими свойствами, литологическим составом, позволяющая прогнозировать осложнения при строительстве скважин и планировать для их предотвращения профилактические меры.

4. Обоснована необходимость модернизации конструкций и технологии крепления скважин в зонах ММП, для чего составлены карты глубин залегания подошвы ММП и КЛЗ Заполярного НГКМ. Установлено, что при проектировании размещения скважин наиболее благоприятными для устойчивого состояния крепи кондуктора являются зоны гипсометрически повышенных участков подошвы ММП.

5. Установлено, что основной критерий при оценке закономерностей кавернообразования в разрезе ММП Заполярного НГКМ сводится к тому, что чем меньше глинистость песчаных отложений, тем больший коэффициент кавернозности наблюдается при бурении скважин.

6. Установлено, что наибольшие радиусы протаивания характерны для пород с меньшей льдистостыо, при этом разрушение и размыв пород происходит в основном в интервалах с повышенной льдистостыо.

7. Рекомендовано с целью повышения качества строительства скважин для каждой скважины с учетом геокриологических особенностей разреза ММП разрабатывать оптимальный температурный режим. Для Заполярного НГКМ наиболее целесообразным является бурение с промывочными жидкостями с температурой от минус 3 °С до минус б °С.

8. Предложено для повышения надежности строительства эксплуатационных скважин перекрывать удлиненным направлением интервал в I этаже льдистости, где коэффициент кавернозности ствола обычно варьирует от 2 до 4,5.

9. Рекомендовано для обоснования конструкций скважин и выбора места для размещения кустовых площадок руководствоваться картой просадоч-ности ММП для I этажа льдистости.

10. Сформулированы требования к буровым промывочным растворам для бурения в ММП, в том числе с позиций обеспечения качественного крепления скважин, и разработан состав полимерглинистого бурового раствора с органическим антифризом, наиболее полно удовлетворяющий этим требованиям.

11. Усовершенствован способ цементирования кондуктора с временной его теплоизоляцией. Предложен способ теплоизоляции скважин в зонах многолетнемерзлых пород.

12. Результаты научно обоснованных технологических решений прошли апробацию, некоторые из них успешно внедрены на скважинах Заполярного НГКМ.

13. Результаты внедрения подтвердили эффективность разработок, позволили повысить качество крепления и надежности скважин в условиях ММП.

Экономический эффект от внедрения способа цементирования эксплуатационной колонны в условиях МПП на скважинах Заполярного НГКМ составил более 22,2 млн. руб.

Основное содержание диссертационной работы опубликовано в 8 печатных работах, в том числе 5 работ (№№1, 2, 3, 4, 5), в рекомендуемых ВАК РФ рецензируемых изданиях:

1. Прогноз устойчивости кондуктора при растеплении в зонах много-летнемерзлых пород в процессе бурения и эксплуатации скважин / P.A. Га-сумов, Ю.В. Терновой, С.Н. Королев, О.С. Кондренко // Нефтепромысловое дело.-2005.-№11.-С. 8-13.

2. P.A. Гасумов, О.С. Кондренко Факторы, влияющие на качество крепления скважин месторождений Крайнего Севера// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2007. - № 9. - С. 57-62.

3. Особенности строительства скважин при проходке в многолетне-мерзлых породах севера Западной Сибири / P.A. Гасумов, Ю.В. Терновой, С.Н. Королев, О.С. Кондренко // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2007. - № 9.-С. 4-12.

4. Теплоизоляция колоны НКТ в зоне ММП / P.A. Гасумов, В.Г. Моси-енко, М.Н.Пономаренко, Л.Г.Швец, О.С. Кондренко // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.-2007. - № 9.-С. 35-37.

5. Кондренко О.С. Полимерглинистый раствор / Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море - 2009 - № 9 - С. 22-24.

6. Особенности строительства скважин при проходке в многолетне-мерзлых породах севера Западной Сибири / P.A. Гасумов, Ю.В. Терновой, С.Н. Королев, О.С. Кондренко // Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти : тез. докл. межд. науч.-практ. конф. (Кисловодск, 24 - 28 октября 2005 г) / СевКавНИПИгаз. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2005. - С. 153-168.

7. Исследование факторов, влияющих на качество крепления скважин (на примере Заполярного месторождения) // P.A. Гасумов, Ю.В. Терновой, С.Н. Королев, О.С. Кондренко // Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти : тез. докл. межд. науч.-практ. конф. (Кисловодск, 24 - 28 октября 2005 г) / СевКавНИПИгаз. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2005. - С. 108-115.

8. Технология крепления скважин, предотвращающая загрязнение продуктивного пласта / P.A. Гасумов, Ю.В. Терновой, О.С. Кондренко // Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти : тез. докл. межд. науч.-практ. конф. (Кисловодск, 24 - 28 октября 2005 г) / СевКавНИПИгаз. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2005. - С. 29-38.

Печатается в авторской редакции

Подписано в печать 30.11.2009 Формат 60x84 1/16 Усл. печ. л. - 1,5 Уч.-изд. л. - 1,0 Бумага офсетная. Печать офсетная. Заказ №403 Тираж НО экз. ГОУ ВПО «Северо-Кавказский государственный технический университет» 355028, г. Ставрополь, Пр. Кулакова, 2

Издательство Северо-Кавказского государственного технического университета Отпечатано в типографии СевКавГТУ