книги / Прихваты колонн при бурении скважин
..pdfкать в мелкие поры породы. В-третьих, фенолы реагируют с форм альдегидом, образуя твердое вещество, закупоривающее поры, в которые попал раствор, при этом частицы породы вследствие ад гезионного действия смеси становятся монолитными.
Тот факт, что четвертый образец (рис. 15, кривая 4) оказался менее прочным, чем первый (кривая /), свидетельствует о том, что состав отверждаемого раствора на базе фенолформальдегид ной композиции не лучший и следует вести поиски материала, после пропитки которым и отверждения образец будет иметь большую прочность, чем исходный. Однако применение исследо ванного материала позволяет получить прочность обработанных об разцов, значительно большую, чем исходных, поэтому это меро приятие следует считать эффективным для закрепления неустой чивых пород.
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ЗОН ОСЫПЕЙ, ОБВАЛОВ И ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ОСЛОЖНЕНИЙ, СВЯЗАННЫХ С НЕУСТОЙЧИВЫМИ ПОРОДАМИ
Ликвидация прихватов, происходящих вследствие обвалообразованнй, связана с большими трудностями. Для недопущения ава рий и осложнений, вызванных осыпями и обвалами пород, и при нятия своевременных эффективных мер большое значение имеет прогнозирование зон нарушения устойчивости пород.
Отечественными и зарубежными исследователями показана принципиальная возможность прогнозирования зон неустойчивого состояния пород глинистого комплекса с использованием геофизи ческих измерений, данных бурения и плотностной характеристики породы (по шламу или керну). Как показала практика бурения в различных районах мира, большинство осложнений, вызываемых осыпями и обвалами, сужение ствола в глинах и глинистых поро дах возникают при вскрытии пластов с аномально высоким плас товым давлением (АВПД).
На примере бурения скважин на площадях объединений Крас нодарнефтегаз, Кубаньморнефтегазпром, Грузнефть, Узбекнефть п других установлено, что интервалы осыпей и обвалов, как пра вило, приурочены к зонам перехода ог нормального порового дав ления к АВПД и наоборот, что позволяет, зная расположение этих зон, своевременно принять меры по предупреждению осыпей п обвалов, разработать рациональную конструкцию скважины.
Как правило, интервалы с АВПД (особенно зоны перехода) характеризуются большой нарушенностыо стенок скважин, хоро шо регистрируемой профнлеметрией и кавериометрией, изменени ем кажущегося удельного сопротивления пород в связи с различ ной степенью их уплотнения в зонах перехода. Важные технологи ческие признаки зоны разуплотнения пород — наличие затяжек н повышение механической скорости бурения.
Современные методы прогнозирования зон осыпей и обвалов пород в процессе бурения подразделяются на три группы [22]:
61
В Руководстве ВНИИКРнсфтп [23] приведена таблица, харак теризующая возможные осложнения, связанные с проявлением ос мотических процессов (табл. 22). Основные факторы, определяю-
Таблица 22
Сочетание |
Направленность |
Тип глинистых |
осмотических перетоков |
||
факторов |
в системе скважина— |
пород |
|
пласт |
|
Р[>=Рп |
Осмотическое рав |
Любые |
Я р = /7 П |
новесие |
|
Наиболее вероятные последствия
Нарушении целостнос ти стенок скважины из-за действия осмотических сил не предвидится
Р р = Р п |
Из |
пласта в сква |
Любые |
Нарушений |
не предви |
|
Я р > Я п |
жину |
|
|
дится |
|
|
Рр~Рч |
Из |
скважины в |
Монтмориллонито- |
Сужения, |
образование |
|
Я р < Я „ |
пласт |
|
вые, гидрослюдистые, |
каверн, возможны затяж |
||
|
|
|
каолинитовые |
ки, |
посадки, |
прихваты, |
|
|
|
|
недоспуск обсадных ко |
||
|
|
|
|
лонн, |
потери ствола |
II A .о .с
Рр—Рп
ЯР> Я П
Осмотическое рав |
Любые |
Нарушений не предви |
новесие |
|
дится |
Возможно равнове сие при Др—АЛ; при Др>ДЯ возникает об ратный осмос
Любые |
■Нарушении |
не |
предви |
|
|
дится, |
возможно |
упроч |
|
Монтмориллонито- |
нение стенок скважины |
|||
Сужения, |
образование |
|||
вые, гидрослюдистые, |
каверн, |
возможны затяж |
||
каолинитовые |
ки, посадки, прихваты ин |
|||
|
струмента, недоспуск об |
|||
|
садных |
колонн, |
потери |
|
|
ствола |
|
|
|
Рр> Р н |
Из |
скважины |
в |
То же |
|
|
То |
же |
|
|
|
|
Я р < Я п |
пласт |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Р р< Р п |
Осмотическое |
рав |
Любые |
|
|
Нарушений |
не |
предви |
||||
Я Р= Я П |
новесие |
|
|
|
|
|
дится |
|
|
|
||
Р р < Р п |
Из пласта |
в сква |
Любые |
|
|
Образование |
каверн, |
|||||
Я р > Я п |
жину |
|
|
|
|
|
прихваты, потери |
ствола |
||||
Р р < Р а |
Возможно |
равнове |
Монтмориллокито |
Сужения, |
образование |
|||||||
Я р < Я п |
сие при Др=ДЯ |
|
вые, гидрослюдистые, каверн, возможны затяж |
|||||||||
|
|
|
|
|
каолинитовые |
|
ки, |
посадки, |
прихваты, |
|||
|
|
|
|
|
|
|
сальникообразоваиия, не |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
доспуск обсадных колонн, |
|||||
|
|
|
|
1 |
|
|
потери ствола |
|
||||
Примечание. рр |
и ри, |
# р |
и П п — соответственно |
гидростатическое |
давление |
столба |
||||||
бурового раствора и поровое давление в глинах, осмотическое |
давление |
водной фазы |
||||||||||
бурового раствора н пластовой воды. |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
щие процесс диффузионно-осмотического |
влагопереносэ, — плот |
|||||||||||
ность бурового раствора, пластовое давление, |
минерализация и |
|||||||||||
тип пластовых вод, тип бурового раствора, |
система |
его химиче |
||||||||||
ской обработки, общая |
минерализация |
его |
водной |
фазы, темпе |
ратура бурового раствора и пород, слагающих ствол скважины, влажность глин в условиях естественного залегания.
63
ловиями бурения, определяли зоны с высокой вероятностью при хватов, прогнозировали тип возможного прихвата и назначали компоненты вектора состояния (факторы Х\—Xie), в наибольшей степени способствующего предупреждению прихватов.
Реализация разработанной во ВНИИКРнефтн процедуры при составлении проектов на бурение скважин способствовала сниже нию в объединениях Укрнефть и Белоруснефть аварийности, свя занной с прихватами.
Тщательный анализ условий проводки скважин показал, что принятые в руководстве [15] 18 факторов, характеризующих состо яние скважины в момент прихвата, могут быть дополнены другими, после чего компоненты вектора состояния стали .определяться сле дующими факторами: глубиной забоя; местонахождением долота в момент прихвата; интервалом прихвата; типом породы в зоне при хвата; возрастом пород в зоне прихвата; температурой в зоне при хвата; искривлением ствола скважины в зоне прихвата; плотностью бурового раствора; вязкостью бурового раствора по СПВ-5; водо отдачей бурового раствора; толщиной корки; статическим напряже нием сдвига; pH бурового раствора; количеством нефти в растворе; длиной УБТ в компоновке; зазором между УБТ и стенкой скважи ны; способом бурения; длиной открытого ствола; обработкой буро вого раствора (тип понизителя вязкости, водоотдача, ингибирую щая и смазочная добавки).
С учетом перечисленных факторов во ВНИИКРнефтн были со ставлены диагностические таблицы для распознавания прихватов по материалам бурения скважин на площадях Днепровско-Донецкой впадины Министерства геологии УССР на основе обучающей выбор ки, включающей 24, 45 и 37 прихватов соответственно I, II и III ка тегорий (табл. 23).
В табл. 23 принята следующая расшифровка обозначений:
тип породы: 1 — песчаник; 2 — песчаник-fглина; песчаник+ + алевролит+ аргиллит; песчаник+ аргиллит+ доломит; песчаник+ Н-алевролит; 3—глина; глина+ сидерит: алгиллит; хемогенные отло жения; аргиллит-f-алевролит; глина + алевролит; 4—песчаник-f из вестняк-f алевролит; песчаник+ известняк+ аргиллит; песчаник+ +известняк-f аргиллит-f алевролит; песчаник-1-известняк+ глина;
5 — ангидрит-f глина + соль; |
известняк-f |
глина + аргиллит-f соль; |
аргиллит+ соль+известняк-f ангидрит; 6 |
— известняк; мел+ мер |
гель; ангидрит+ мел; 7 — песчаник-f соль + глина; песчаник + соль + -f аргиллит-f алевролит; песчаник+ соль+аргиллит-f известняк; 8 — соль; 9 — известняк-f аргиллит; известняк-f аргиллит-f алевро лит; 10—известняк-f песчаник; 11—соль-f ангидрит;
возраст пород: 1 — нижний карбон Ci; 2 — средний карбон Сг; 3 — верхний карбон С3; 4 — юра J; 5 — пермь Р; 6 — девон Д; 7 — мел Сг; 8 — триас Т;
понизители вязкости: 1— нет; 2 — ПУЩР (УЩР); 3 — ФХЛО
4 — ФХЛС + ПУЩР (УЩР); 5 — окзил + ПУЩР (УЩР); 6 — окзил + ССБ; 7 — окзил;
4—1158 |
65 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 23 |
Прихваты |
I—II категорий |
Прихваты I—III категорий |
Прихваты |
II—III категорий |
||||
Интервалы |
Диагностнчес |
|
Интервалы |
1Диагностичес |
|
Интервалы |
Диагностичес |
|
Факторы |
(в м), |
Факторы |
(в м), |
Факторы |
(в м), |
|||
перечень |
кий коэффи |
перечень |
кий коэффи |
перечень |
кий коэффи |
|||
обозначений |
циент Д1< |
|
обозначений |
циент дк |
|
обозначений |
циент дк |
Глубина забоя |
1730—2106 |
- 2 ,3 |
|
2107—2482 |
—3,9 |
|
2483—2858 |
- 1 ,3 |
|
2859—3234 |
0,2 |
|
3235—3610 |
0,3 |
|
3611—3986 |
0,4 |
|
3987—4362 |
0,2 |
|
4363—4738 |
0,2 |
|
4739—5114 |
0,7 |
|
5115—5489 |
3,0 |
Местонахожде |
540— 1033 |
—5,9 |
ние долота |
1034— 1526 |
- 4 ,1 |
|
1527—2019 |
—2,3 |
|
2020—2512 |
— 1,4 |
|
2513—3005 |
0,0 |
|
3006—3498 |
0,3 |
|
3499—3991 |
0.1 |
|
3992—4484 |
0.3 |
|
4485—4977 |
1,7 |
|
4978—5469 |
3.4 |
/ |
0—26 |
|
Интервал при |
- 3 , 6 |
|
хвата |
27—52 |
- 1 , 4 |
|
53—78 |
—0,3 |
|
79—104 |
3,2 |
|
105—130 |
4 '6 |
|
^ |
Глубина забоя |
1344— 1792 |
3,6 |
Глубина забоя |
2211—2572 |
2,1 |
|
1793—2240 |
0,7 |
|
2573—2933 |
—0,1 |
|
2241—2688 |
—0,4 |
|
2934—3294 |
—0,1 |
|
2689—3136 |
- 1 , 0 |
|
3295—3655 |
—0,5 |
|
3137—3584 |
—0,8 |
|
3656—4016 |
— 1,1 |
|
3585—4032 |
—1,1 |
|
4017—4377 |
—0,4 |
|
4033—4480 |
0,0 |
|
4378—4738 |
0,3 |
|
4481—4928 |
0,1 |
|
4739—5099 |
0,9 |
|
4929—5376 |
2,0 |
|
5100—5460 |
0,7 |
|
5377—5820 |
2,2 |
|
5461—5820 |
—2,8 |
Местонахожде |
1210—1671 |
—3,0 |
Местонахожде |
448—985 |
2,6 |
ние долота |
1672—2132 |
- 0 , 7 |
ние долота |
986— 1522 |
2,0 |
|
2133—2593 |
- 1 , 0 |
|
1523—2059 |
0,3 |
|
2594—3054 |
0,9 |
|
2060—2596 |
—0,1 |
|
3055—3515 |
- 0 , 7 |
|
2597—3133 |
0,2 |
|
3516—3976 |
—0,9 |
|
3134—3670 |
—0,7 |
|
3977—4437 |
—0,2 |
|
3671—4207 |
—0,9 |
|
4438—4898 |
1,1 |
|
4208—4744 |
—0,2 |
|
4899—5359 |
2,4 |
|
4745—5282 |
0,0 |
|
5360—5820 |
3,3 |
|
5283—5820 |
—0,2 |
Интервал при |
0—26 |
- 2 , 9 |
Интервал при |
0— 14 |
0,9 |
хвата |
27—52 |
—0,6 |
хвата |
15—28 |
0,1 |
|
53—78 |
—0,2 |
|
29—42 |
0,6 |
|
79— 104 |
1,9 |
|
43—56 |
- 0 , 2 |
11 |
105—130 |
2.4 |
|
57—70 |
0 .7 |
|
|
|
J |
) |
Вязкость |
25—40 |
1,0 |
|
41—55 |
- 1 ,1 |
|
56—70 |
- 0 ,1 |
|
71—85 |
- 1 , 3 |
|
86—100 |
0,1 |
|
101— 115 |
0,2 |
|
116—130 |
1,7 |
|
131—145 |
0,8 |
|
146—160 |
1,1 |
|
161—170 |
3,5 |
Водоотдача |
2 ,0 - 3 ,4 |
0,8 |
|
3,5—4,8 |
0.5 |
|
4,9—6,2 |
—0,3 |
|
6,3—7,6 |
—0,3 |
|
7,7—9,0 |
- 0 ,4 |
|
9,1—10,4 |
— 1,1 |
|
10,5—11,8 |
1,2 |
|
11,9—13,2 |
1.2 |
|
13,3—14,6 |
2,1 |
|
14,7—16,0 |
- 1 ,8 |
Толщина корки |
0,5 |
4,7 |
|
1,0 |
—0,7 |
|
1,5 |
—0,5 |
|
2,0 |
1,3 |
СНСх |
2—18 |
3,2 |
|
19—34 |
М |
|
35—50 |
1,1 |
|
51—66 |
- 1 ,1 |
|
67—82 |
- 0 ,2 |
|
83—98 |
- 0 ,2 |
|
99—114 |
—0,9 |
|
115—130 |
|
Вязкость |
25—41 |
—0,2 |
|
42—57 |
0,4 |
|
58—73 |
0,1 |
|
74—89 |
—0,6 |
|
90—105 |
- 0 , 7 |
|
106—121 |
0,4 |
|
122— 137 |
- 1 , 0 |
|
138— 153 |
1,0 |
|
154— 169 |
—2 ,0 |
|
170—180 |
0,8 |
Водоотдача |
2,0 —3,5 |
1,5 |
|
3,6—5,0 |
1,9 |
|
5,1—6,5 |
0,4 |
|
6,6—8,0 |
0,3 |
|
8,1—9,5 |
- 1 ,7 |
|
9,6— 11,0 |
- 3 , 4 |
|
11,1—12,5 |
- 4 ,7 |
|
12,6—14,0 |
- 2 , 0 |
|
14,1—15,5 |
- 3 , 0 |
|
15,6—17,0 |
- 7 , 3 |
Толщина корки |
0,5 |
3,3 |
|
1,0 |
0,4 |
|
1,5 |
0,0 |
|
2,0 |
—2,6 |
|
2,5 |
—4,3 |
CHCj, |
2—18 |
— 1,6 |
|
||
|
19—34 |
— 1,9 |
|
35—50 |
1,4 |
|
51—66 |
1,4 |
|
67—82 |
1,5 |
|
83—98 |
0,3 |
|
99—114 |
- 2 , 0 |
Вязкость |
25—41 |
- 1 Д |
|
42—57 |
1,4 |
|
58—73 |
1,1 |
|
74—89 |
0,0 |
|
90—105 |
—0,9 |
|
106—121 |
—0,8 |
|
122— 137 |
- 1 , 7 |
|
138— 153 |
0,1 |
|
154— 169 |
—0 ,3 |
|
170— 180 1 |
— 1,9 |
Водоотдача |
2,5 —3,8 |
0,4 |
|
3,9 —5,1 |
1,1 |
|
5 ,2 —6,4 |
0,4 |
|
6 ,5 —7,7 |
0,9 |
|
7,8 —9,0 |
0,0 |
|
9,1— 10,4 |
— 1,6 |
|
10,5— 11,8 |
—3,7 |
|
11,9—13,2 |
—5,5 |
|
13,3— 14,6 |
— 1,9 |
|
14,7—16,0 |
- 1 , 2 |
Толщина корки |
0,5 |
2,1 |
|
1,0 |
0,9 |
|
1,5 |
0,8 |
|
2,0 |
—5,5 |
|
2,5 |
—7,1 |
СНСх |
2—17 |
—5,0 |
|
||
|
18—32 |
—3,3 |
|
33—47 |
—0,1 |
|
48—62 |
2,4 |
|
63—77 |
2,5 |
|
78—92 |
1,2 |
|
93—107 |
- 0 , 3 |
1 |
- 2 Д |