книги / Предупреждение и ликвидация прихватов труб при бурении скважин

			4
	3 ? и	ОZ ч	О ? v 6 8
		7
			О2 Н
			10
п
10
Б
2	0 1	о 2 4 S 8	0 2k
о г н

Время, мин

Рис. 12. Графики результатов определения сил сопротивления при страгивании колонны труб после оставления ее без движения:

Обозначение на	№ скважины	Площадь	Долото на глу­
рисунке			бине, м
1	74	Колодезная	2915
2	125		1553
3	75		2470
4	75		2450
5	125		2160
6	125	Величаевская	1690
7	96		2445
8	75	Колодезная	2650
9	74		1440
10	75		2415
11	96	Величаевская	3100
12	75	Колодезная	3100
13	96	Величаевская	2775
14	75	Колодезная	2545

П р и м е ч а н и е .

Замеры проводили при циркуляции (сплошная линия) и без циркуляции (пунк­ тирная линия) раствора.

8Р

66	Т а б л и ц а		21
ю
	Результаты замеров сил сопротивлений
					Показание индикатора
			Наличие	Время	веса
		Глубина					Собствен­
№			(+) или	оставления
	Площадь	нахожде­	отсутствие	колонны	при страгива-	в процессе	ный вес
сква­		ния доло­	(—) цир­	труб без			колонны
жины		та, м	куляции	движения,	нии колонны	движения	труб, тс
			раствора	мин	после оставле­	колонны,
					ния ее без	тс
					движения, тс

90 Правобереж­ ная

+	160	67,2	52,8	47,2
	375	58,1
	580	60,6

1276

	—	160	63.9
		370	63.9
		630	63.9
	+	360	62,8
		600	66,0
	1520	180	67.1
	—	360	67.1
		600	68.2
		180	91.7
	+	360	93.7
	2320	600	95.7
		180	97.7
	—	360	97.7
		619	98.7

57,8 51,2

60,6 52,8

65,0 56,0

84,2 74,0

89,0 76,7

Показатели бурового раствора

			СНС1/I о .	в,	,
	Р.	т,			К
			мгс/см2 см3/30 мин
	г/см3	с			мм

1,16

35

116/345

7

1,5

1,21

40

136/61

9

4,0

1,24

50

284/300

6

2,0

- +

2615

—

+

92	Правобереж­ 2820
	ная

—

+

2316

—

117 Колодезная

+

2902

—

120	97,7
240	107.3
420	107.3
120	105.2
240	105.2
420	105.2
63	106.7
119	113.0
180	115.7
300	117.0
60	109.3
ИЗ	113,0
180	114.3
300	118,2
190	103,0
360	106.5
600	106.5
190	106,5
360	109.2
600	109.2
120	138,8
240	143.0
360	145.1
600	152,0
120	141.0
240	143.0
360	147,2
600	149,5

93,7 85,7

1,26

35

12/78

6

1,5

98,6 88,4

102,0 91,0

1,30

29

9/47

3,4

1

104,0 94,0

97,9 85,0

1,22

25

3/63

5,6

2

102,0 94,0

131,5 109,8

1,25

35

5/48

4,9

1

136,0 117,0

8	П р и м е ч а н и е . Скважина бурили роторным способом.

Рис. 13. Графики изменения сил сопротивления во времени в зависимости от подачи буровых насосов:

/ — 0; 2 — 24 л/с; 3 — 36 л/с

	непроницаемых		отложений силы				сопро­
	тивления	по истечении			2—2,5	мин		или
	совсем не увеличивались (скв. 125 Ко­
	лодезная, глубины 1553 и 1690 м), или
	увеличивались		незначительно			(скв.		90
	Правобережная, глубина 2320 м; скв. 147
	Колодезная, глубина 2316 м). В случае
	контакта с проницаемыми породами си­
	лы сопротивления больше, а процесс их
	формирования более длительный (скв. 74
0 1 Z 2 b 5	Колодезная, глубина 2915 м; скв. 75 Ко-
	лодезная,	глубина		2160м; скв.		96	Вели-
Время,мин	чаевская,	глубины		3100,	2575,	2445		м).
	Для	исследования влияния				продол­
жины на значение	жительности кольматации стенки						сква­
	сил сопротивления		в	скв.	75 Колодезная

замеряли силы сопротивления при вскрытии проницаемого ин­ тервала 2545—2550 м после 5-мин неподвижного контакта. При этом сила сопротивления составила 10 тс. Через 29 сут заме­ ренная в этом же интервале глубин (условия опыта те же) сила сопротивления после 9-мин контакта составила всего 7 тс. Следовательно, прихваты более интенсивно формируются во свежевскрытых малокольматированных отложениях, с увеличе­ нием времени кольматации проницаемость и у них, и у филь­ трационных корок снижается, следовательно, уменьшается вероятность возникновения прихватов.

Чтобы оценить влияние циркуляции промывочной жидкости

на	характер изменения	сил сопротивления при	прихвате, на
скв.	125 Величаевская	провели специальный	эксперимент

(рис. 13). При нахождении долота на глубине 2500 м в отло­ жениях свежевскрытых известняков верхнего мела по мере увеличения количества прокачиваемой промывочной жидкости

от 0 до 36 л/с	сила сопротивления (при		прочих равных усло­
виях) возросла	(через 4,5	мин контакта)	от 12 до 37 тс. Про­
мывочная жидкость характеризовалась показателями:
Плотность, г/см3 ......................................................		с	1,27
Условная вязкость,			35
CHCJ^JQ, мгс/см2 ......................................................			18/46
Водоотдача, см3/30 м и н ..........................................			6
К, м м	.........................................................................		2

Увеличение количества прокачиваемой жидкости приводит к интенсификации прихвата, что связано с ростом процесса кор­

3 4

кообразования в застойной зоне, вследствие увеличения водо­ отдачи и перепада давления в зоне прихвата в результате ро­ ста гидродинамических давлений.

§ 4. ВЛИЯНИЕ КОНФИГУРАЦИИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ НА ВОЗНИКНОВЕНИЕ ПРИХВАТОВ

В возникновении прихватов определенную, а иногда и решаю­ щую роль играют процессы желобообразования.

Если бурильные трубы в стволе скважины номинального размера касаются частью поверхности стенки (ширина полосы касания доходит до 7з диаметра бурильной трубы), то в жело­ бообразной выработке ширина полосы касания может дости­ гать 7г диаметра труб. В этом случае при прочих равных усло­ виях сила прихвата увеличивается пропорционально росту площади фактического контакта. Так как прихвату под дейст­ вием перепада давления предшествует механическое заклини­ вание инструмента в желобе, суммарная сила прихвата дости­ гает величины, значительно превышающей грузоподъемность буровой установки. Обычно признаки образования желобов выражаются в появлении мгновенных затяжек при подъеме ин­ струмента и в затруднении вращения его ротором, при этом сохраняется нормальная циркуляция промывочной жидкости.

Характерным примером влияния желобообразных вырабо­ ток на возникновение прихватов может служить проводка скв. 2 Марьинская, которую в интервале 3300—3464 м бурили ро­ торным способом с применением трехшарошечного 269-мм до­ лота, 135 м УБТ диаметром 178 мм и 140-мм бурильных труб, при этом наблюдали систематические затяжки во время подъе­ ма инструмента при нахождении УБТ в интервалах 2800—3000 и 2600—2500 м.

Несмотря на соответствие показателей промывочной жид­ кости требуемым, непрекращающиеся затяжки инструмента в процессе подъема привели к необходимости частых проработок •ствола скважины обычными компоновками, что, однако, не лик­ видировало осложнений.

После бурения интервала 3410—3420 м при подъеме инстру­ мента на 13-й свече произошла мгновенная затяжка, на 20 тс превышающая вес инструмента. Попытки спустить или повер­ нуть колонну труб результатов не дали, инструмент оказался прихваченным. После установки ванны из 18 м3 нефти и по­ следующего расхаживания в течение 13 ч инструмент осво­ бождали при разгрузке, на 35 тс ниже его веса. Когда забой находился на глубине 3425 м, а ствол скважины прорабатывали на глубине 2971 м, инструмент заклинило при движении вверх. Установкой нефтяной ванны и расхаживанием его удалось освободить при разгрузке на 40 тс.

При расшифровке данных, полученных от замеров профилемером конструкции б. Абинской геофизической конторы

85

треста Краснодарнефтеразведка, принцип работы которого за­ ключается в непрерывном замере двух взаимно перпендику­ лярных размеров поперечного сечения ствола скважины, жело­ бообразных выработок, способных препятствовать движениюинструмента, не обнаружили.

Конфигурацию ствола скважины исследовали профилемером конструкции б. Ставропольского филиала СевКавНИИ, ко­ торый позволял не только непрерывно записывать два взаимно-

перпендикулярных	размера сечения	ствола скважины, но и
определять точку их пересечения (т.		е. положение центра при­
бора относительно	оси скважины),	а также ориентировать
профиль поперечного сечения ствола		относительно стран света..

Для уточнения профиля сечения ствола скв. 2 Марьинская и проверки ранее полученных данных произвели двойной замер указанным профилемером.

В процессе расшифровки результатов замера желобные выработки обнаружили в интервалах 2530—2600 и 2860— 2930 м. Первый интервал менее опасен, так как размер выра­ ботки допускает возможность беспрепятственного прохождения инструмента, т. е. без прихвата. В интервал 2860—2930 м по размеру вписывается 178-мм УБТ, т. е. возникает опасность прихвата.

Необходимо отметить, что указанный интервал представлен; слоистыми аргиллитами с прослойками алевролитов, при бу­ рении которых проходка на долото и механическая скорость, максимальны. Искривление ствола скважины в этом интервале не превышало 2°30'. Последствия желобообразования интенсив­

но проявились	при забое скважины 3464		м (через 48	рейсов
бурильного инструмента		после бурения	интервала	2840—
2845 м), когда	вскрыли	гипсоангидритовые	отложения,	и гли­

нистый раствор, скоагулированный в результате термосолевой агрессии, имел условную вязкость по СПВ-5 80—90, незамеримые значения напряжений сдвига и водоотдачу 10— 12 см3/30 мин.

Указанные факторы, а также недостаточное содержание в растворе нефти (менее 3%) привели к тому, что образовавшая­ ся фильтрационная глинистая корка характеризовалась боль­ шим (11,2 кгс/см2) сопротивлением сдвигу.

Наличие желоба в скважине, недостаточное содержаниенефти в растворе, неудовлетворительные показатели промывоч­ ной жидкости и фильтрационной корки привели к третьему при­ хвату инструмента, который произошел при забое 3464 м во время проработки ствола в интервале 2960—2970 м, причем перед заклиниванием в желобе инструмент самопроизвольноповернулся на 180°. Установка трех нефтяных ванн (по 20 м3) результатов не дала. В процессе определения зоны прихвата- с помощью прихватомера выяснили, что выше УБТ, располо­ женных в интервале 2845—2970 м, инструмент свободен. После

86

установки четвертой ванны (20 м3 нефти и 200 кг сульфанола) лри разгрузке 40 тс инструмент освободили.

На осложнения, приводящие к прихватам, влияет не только конфигурация сечения ствола скважины, но и длина желобной выработки, т. е. ее развитие в осевом направлении.

Для условий Краснодарского края установили, что при от­ ношении длины желобной выработки к длине УБТ 0,36-^0,73 возникают только небольшие затяжки бурильных труб, а при отношении 0,78-;-1,1 — значительные затяжки. Расклинивание наблюдают в тех случаях, когда длина желобной выработки больше длины УБТ в 1,22 раза и более.

Вероятность расклинивания попавшего в желобную выработ­ ку инструмента увеличивается с ростом жесткости труб, так как в этом случае трубам труднее вписаться в пространственную конфигурацию желобной выработки. В результате появляются дополнительные сопротивления, способствующие расклинива­ нию низа колонны труб.

Интенсивность искривления (степень перегиба) ствола на определенном участке может вызвать желобообразование, а следовательно, затяжки и прихваты. На примере скважин, про­ буренных в Краснодарском крае, установили, что для интерва­ ла глубин 700—2000 м, где наиболее развиты желобные выра­ ботки, степень перегиба (определенная по методике М. М. Александрова [7]) более 40' на 10 м опасна.

Недохождение обсадных колонн до проектных отметок объ­ ясняют изменением конфигурации ствола на определенных уча­ стках. Как правило, в подобных случаях кривизна в интервале 600—700 м составляла более 3°, ствол скважины характеризо­ вался наличием желобных выработок. По этим причинам об­ садные колонны на скв. 1 Куколовская (2054/775 м), скв. 3 ■Ставропольская (2252/1140 м), скв. 455. Абино-Украинская (2903/2633 м), скв. 3 Генеральская (3588/3111 м) были недоспущены (в числителе — проектная глубина спуска колонны, в знаменателе — глубина остановки колонны).

Избежать подобных осложнений, приводящих к прихватам, можно только систематически контролируя изменение конфигу­ рации и искривление ствола скважины и принимая своевремен­ ные меры по борьбе с желобообразованием и искривлением стволов, в соответствии с инструкцией [71].

§ 5. ИЗУЧЕНИЕ ГРАДИЕНТОВ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ И НОРМИРОВАНИЕ ПЛОТНОСТИ БУРОВОГО РАСТВОРА (НА ПРИМЕРЕ НЕКОТОРЫХ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ РАЙОНОВ)

Вероятность возникновения прихватов увеличивается с возра­ станием превышений гидростатического давления в стволе сква­ жины над давлением флюида в пласте. Возможность регули­

87

рования перепада давления при проводке скважин зависит от величины градиентов пластовых давлений и гидродинамической характеристики проходимых отложений.

Так, при бурении скважин на платформенном склоне Тер- ско-Кумской впадины (юго-восточная часть Ставропольского края) отмечали аномально-высокие давления в отложениях Майкопа, верхнего и нижнего мела, которые значительно ос­ ложняли проводку скважин и приводили к необходимости использования промывочных жидкостей с высокими плотностя­ ми (до 2,0 г/см3 и более).

По разрезу Терско-Кумской впадины выделяют несколько гидродинамических зон. Зонам низких коллекторских свойствсоответствуют аномально-высокие напоры, характерные для седиментационных, гидродинамически замкнутых бассейнов, зоне высоких коллекторских свойств — напоры нормальной гид­ родинамической системы, связанной с областью питания инфильтрационными водами. Особенно резко эта зональность проявляется в Терско-Кумском прогибе, длительное и интенсив­ ное погружение которого способствовало возникновению и сохранению гидродинамических аномалий в Майкопе, верхнем мелу и неокоме. В апт-альбском комплексе пород аномалии не образуются, что объясняется хорошими и выдержанными порегиону коллекторами.

Большинство площадей Прикумской зоны поднятий харак­ теризуется нормальными значениями градиентов пластового давления (0,106 кгс/см2). В разрезе площадей Терско-Кумского прогиба отмечаются зоны с аномально-высокими давлениями: песчаники нижнего Майкопа, известняки верхнего мела, песча­ ники валанжинского яруса нижнего мела. Градиенты пласто­ вых давлений для мезокайнозойского комплекса пород доходят до 0,140 кгс/см2-м. Большая часть прихватов на площадях Терско-Кумского прогиба происходила при совместном вскры­ тии горизонтов с различными градиентами пластовых давлений, когда на отдельные пласты, например малонапорные проницае­ мые нижнемеловые песчаники, действовал перепад давления 150—170 кгс/см2 (Отказненская, Советская и другие площади).

Анализ соответствия конструкций геолого-техническим усло­ виям проводки скважин в юго-восточной части Ставропольского края показал, что безаварийное ведение работ может быть обеспечено при соблюдении следующих условий.

1.Высоконапорные водоносные горизонты в нижнем майкопе и особенно в нижнем мелу необходимо вскрывать, пере­ крыв весь лежащий выше разрез.

2.Предварительно перекрыв надмайкопские отложения, можно планировать совместное вскрытие майкопских, эоценпалеоценовых и верхнемеловых отложений.

3.На площадях, где водопроявлений из майкопских отло­ жений не установлено, можно совместно вскрывать надмайкоп-

88

-ские, майкопские, эоцен-палеоденовые и верхнемеловые отло­ жения.

Реализация этих условий в процессе бурения скв. 4 Совет­ ская, скв. 1, 2, 4 Степновской площади, скв. 8 Отказненская, екв. 1 Сухоподинская, скв. 6 Советская выявила значительные преимущества, а несоблюдение их привело к осложнениям и авариям, связанным с прихватами вследствие действия пере­

пада давления на скв. 2, 4, 6, 7 Отказненской							площади, скв. 1,
2, 3, 5 Советской площади.
На месторождениях			Ставрополья пластовое давление, осо­
бенно в VIII и IX пластах нижнего мела,						в связи		с отбором
нефти и	газа снизилось. В			Чечено-Ингушетии оно				снизилось
в отложениях продуктивной части верхнего мела.
На конец 1967 г. снижение давления						во	внутриконтурной
области	(в зоне наибольших			прогибов)		по	месторождениям
Ставрополья составило:
Месторождение................Озек-			Величаев-		Зимняя ПравобережКолодезное
Снижение	Суат			ское	Ставка		ное
	давления,	56		50	45		39	37
кгс/см2	.......................

Нижнемеловые отложения вскрывали с применением рас­ творов плотностью, соответствующей периоду начала разра­ ботки месторождений. В результате гидростатические давления превышали пластовые при бурении прихватоопасных нижнеме­ ловых песчаников на 100—120 кгс/см2, что приводило к частым возникновениям прихватов. Нормирование гидростатического давления резко сократило случаи прихватов инструмента и увеличило механическую и коммерческую скорости бурения.

В ряде случаев ненормированное превышение гидростатиче­ ского давления над пластовым объясняют необходимостью достаточного противодавления на пласты, чтобы не допустить обвалообразований. Но, как показала практика вскрытия зон, склонных к обвалообразованиям и осыпям, на площадях Крас­ нодарского края (Самурская, Черноморская, Ставропольская, Левкинская) только повышение плотности раствора сверх необходимой в большинстве случаев не предупреждает нару­ шение устойчивости стенок скважин.

Особенно необходимо правильно выбирать плотность про­ мывочной жидкости для разбуривания месторождений, где про­ ектируется большое число скважин, например Оренбургское газоконденсатное месторождение (ОГКМ). Скважины на этом месторождении до вскрытия кровли продуктивных отложений бурили с применением засоленных глинистых растворов, обра­ ботанных кальцинированной содой и КМЦ. Продуктивную тол­ щу вскрывали с использованием раствора плотностью 1,60— 1,65 г/см3.

89

Рис. 14. Графики проектных.

Плотность бурового раствора,г/см1 фактических и потребных значе­ ний плотности бурового раствора для вскрытия продуктивного го­ ризонта на Оренбургском газо­ конденсатном месторождении (цифры на графике обозначают номера скважин):

1, 2 ,3 — соответственно проектная, фактическая и потребная плотности бу­ рового раствора; 4 — нейтральная ли­ ния

Выбор плотности рас­ твора, необходимой для вскрытия продуктивных от­ ложений на месторождени­ ях, подобных ОГКМ, зави­ сит, при прочих равных условиях, от положения скважины на структуре, пластового давления в кров­ ле продуктивной толщи и градиента пластового дав­ ления.

Исследования, проведен­ ные Оренбургским геоло­ гическим управлением по замеру пластовых давлений

в кровле продуктивной толщи, позволили оценить величины перепадов давления, а также значения необходимой плотности раствора для вскрытия кровли продуктивной толщи, располо­ женной на определенной глубине (рис. 14). Как видно из рис. 14, значения фактической плотности значительно превос­ ходили проектные и потребные, в связи с чем проводка целого ряда скважин была сопряжена с преодолением прихватов и поглощений промывочной жидкости и связанных с ними газо­ проявлений. Потребную плотность находили с учетом того, чтогидростатическое давление должно превышать пластовое на 7%, а градиент пластового давления по глубине в пределах газонасыщенной части пласта равен 0,2 кгс/см2 на 10 м.

Поле приведенных на рис. 14 значений потребной плотности ограничивается зоной А, включающей большинство точек, у которых средневзвешенные расстояния до нейтральной линии одинаковы.

Уравнение нейтральной линии, пользуясь которым можно' определить значение потребной плотности раствора, имеет вид

рп = 2,52 — 0,725- 10-3Я,

(45)

90