Посмотрите также другие разделы нашего сайта!!!

Литература
много книг по нефти и газу

Программы нефтегазового комплекса

Медиафайлы про нефть

Анекдоты про нефтяников

Знакомства для буровиков

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

ВНИМАНИЕ

В текстах книг представленных на сайте в интернет формате очень много ошибок, не читаются рисунки, графики разбиты, это связанно с некачественной перекодировкой конвекторов из PDF формата и HTML.

Если Вам необходимы качественный текст с рисунками и графиками - то скачиваите книги с нашего сайта в формате PDF.

ссылка для скачивания книги или главы в формате PDF находится внизу страницы.

анекдоты

программы

истории

1

йикЦСЦгЦзаЦ бйз йЕЗДгййЕкДбйЗДзав, ЗйбейЬзхп бДньЬЦд а икапЗДнйЗ ЕмкагъзйЙй азлнкмеЦзнД а здн З лдЗДЬазДп

1.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗОН ОБВАЛООБРАЗОВАНИЙ В СКВАЖИНАХ

Известно, что обвалы пород, слагающих стенки скважины, являются одним из наиболее тяжелых видов осложнений и нередко служат причиной ликвидации скважин.

С целью оценки интенсивности обвалообразования во времени и прогнозирования этого процесса при проектировании скважин были проанализированы результаты промыс-лово-геофизических исследований (стандартный каротаж, гамма-каротаж (ГК), нейтронный гамма-каротаж (НГК), боковое каротажное зондирование (БКЗ)), проведенных на Некрасовской и Левкинской площадях Краснодарского края в 18 скважинах, при бурении которых были отмечены случаи обвала пород [104].

На основании сопоставления результатов геофизических исследований скважин (ГИС) и фактического материала по их проводке на рассматриваемых площадях (количество выносимого шлама, изменение состава твердой фазы и т.д.) было установлено, что наиболее информативными данными, позволяющими четко выделять интервалы расположения зон обвала пород в скважине, являются кривые профилеметрии и стандартного каротажа. Сведения, полученные из диаграмм ГК, НГК и БКЗ, в основном дублируют результаты либо профилеметрии, либо стандартного каротажа. Так, по данным ГК и НГК можно определить интервалы залегания глин,

7

Рис. 1. Определение по квивым стандавтного каротажа (КС ПС) и пвофн-леметрии (d1CKB, d2cKB) в скв. 39 Некрасовской площади инт,рвалов обвало-

I - обвалообразования; II — песчаник; III — карбонатный коллектор

песчаников, а по данным БКЗ — признаки наличия каверн, насыщенность пластов и т.д.

Учитывая сравнительную трудоемкость, сложность и стоимость применения методов ГИС, можно считать, что для вы-

8

явления зон обвалообразования в скважинах наиболее тех-нико-экономически эффективным является проведение про-филеметрии и стандартного каротажа.

В качестве примера на рис. 1 и 2 представлены результаты геофизических исследований, проведенных в двух скважинах - 39 Некрасовской и 95 Левкинской площади. Видно, что профилеметрия четко зафиксировала интервалы расположения каверн значительных размеров.

При анализе промысловых данных с привлечением геофизического материала (стандартный каротаж, профилеметрия) установлено, что к кавернам, образованным в результате обвалов, следует относить только те, профиль поперечного сечения которых имеет вид окружности или овала, причем их размеры (диаметр окружности dK, поперечные размеры овала $ Ё b = t+0 ) должны быть больше номинального диаметра dH скважины. На рис. 3 представлены две профилеграммы, которыми зафиксированы каверны, развившиеся в результате обвала пород со стенок скважины, а также профили их поперечного сечения.

Чтобы зафиксировать начало и проследить динамику процесса обвалообразования, необходимо периодически определять поперечные размеры и конфигурацию стенок скважины с помощью профилемера.

Изучение результатов геофизических исследований и сопоставление их с промысловыми данными позволило также выявить ряд факторов, влияющих на обвалы пород, слагающих стенки скважины. Так, из сравнения результатов про-филеметрии и стандартного каротажа, проведенных в скважинах на Некрасовской площади, установлено, что зоны об-валообразований обычно расположены непосредственно в местах контакта с водонасыщенным песчаником или известняком и во всех случаях представлены глинистыми породами.

Из приведенных данных (см. рис. 1) видно, что интервалы обвалообразования четко отмечаются на профилеграмме (2387-2400; 3012-3032 м). Причем по результатам стандартного каротажа они представлены сравнительно однородными глинистыми породами. При этом указанные интервалы (по данным БКЗ) примыкают к водонасыщенному песчанику (2400-2408 м) и известняку (2990-3012 м).

Наибольшие размеры каверн зафиксированы непосредственно у кровли и подошвы песчаника и известняка, т.е. в зонах контакта пластов глины и песчаника (известняка).

Другим фактором, ускоряющим процесс обвалообразования горных пород, является их трещиноватость.

9

Рис. 2. Сопоставление кривых стандартного каротажа (КС, ПС) и профилеметрии (d, , d0 ), зарегистрированных в^скв 95 Левкинской площади

Рис. 3. Данные профилеметрии, проведенной в скважинах Некрасовской площади

Из геофизических данных (см. рис. 2) видно, что на про-филеграмме в интервале 4310-4358 м зафиксирована каверна, профиль контура поперечного сечения которой приблизительно представляет собой окружность с диаметром, значительно большим номинального диаметра dH ствола скважины, т.е. в интервале исследования обнаружена каверна, образованная в результате обвала горных пород. По данным стандартного каротажа указанный интервал представлен глинами, которые, согласно анализу керна, характеризуются наличием открытых и закрытых трещин. Вместе с тем в интервале 4358 — 4420 м, в котором глина не имеет трещинова-тости, по профилеграмме определяются меньшие, близкие к односторонним, расширения ствола, появившиеся, по-видимому, в основном за счет механического воздействия на стенки скважины бурильной колонны.

Возможность по данным проведенных исследований методами профилеметрии и стандартного каротажа в первых скважинах разбуриваемой площади прогнозирования зон об-валообразований в соседних последующих скважинах позволяет при их проектировании предусмотреть мероприятия по предотвращению или снижению интенсивности этих процессов.

К таким мероприятиям в первую очередь относятся максимальное ускорение бурения скважин в интервалах возможного обвалообразования и применение специальных буровых растворов, не вызывающих интенсивного набухания глин и сохраняющих их устойчивость.

Применяемые для этой цели буровые растворы должны обрабатываться реагентами типа водорастворимых эфиров целлюлозы (КМЦ, карбофен и др.) лигносульфонатов (КССБ и др.), модифицированных лигнинов (сунил, игетан и др.) полифенола или крахмала и характеризоваться минимальной водоотдачей.

1.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗОН ВОЗМОЖНЫХ ЗАТЯЖЕК И ПРИХВАТОВ БУРИЛЬНОГО ИНСТРУМЕНТА В СКВАЖИНАХ, А ТАКЖЕ ОСЛОЖНЕНИЙ ПРИ СПУСКЕ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

При бурении скважин, особенно глубоких, нередко имеют место затяжки и прихваты бурильного инструмента, а также осложнения при спуске обсадной колонны вплоть до образования тяжелых аварийных ситуаций. Анализ процесса буре-

11

ния таких скважин показывает, что одной из главных причин возникновения затяжек и прихватов бурильного инструмента и осложнений при спуске колонны является сужение ствола скважины в результате образования глинистой корки на ее стенках. Корки на стенках скважины образуются как против коллекторов, так и против глин, причем определяющим фактором формирования таких корок является не фильтрация жидкой фазы бурового раствора в пласты-коллекторы с отложением твердой фазы на их поверхности, а налипание глинистых частиц и шлама [21].

В процессе циркуляции высоковязких буровых растворов с большим содержанием твердой фазы, значительным статическим напряжением сдвига и низкими скоростями восходящего потока частицы выбуренной породы при попадании в зону замедленных скоростей, примыкающую к стенкам скважины, прилипают к ним, образуя корки. Формирование таких корок зависит также и от конфигурации ствола скважины, характера изменения ее оси в пространстве, распределения скоростей потока при его движении от забоя к устью скважины.

При бурении скв. 100 и ПО Восточно-Северской, скв. 510 Ново-Дмитриевской и скв. 490 Калужской площадей в отложениях палеоцена и нижнего эоцена, сложенных плотными, в основном непроницаемыми породами, создались благоприятные условия для образования корок налипания.

Скорости восходящего потока раствора были невысокими (0,6 — 0,2 м/с), а значения вязкости и статического напряжения сдвига глинистого раствора колебались в значительных пределах: вязкость — 45—100 с по СПВ-5, доходя в отдельных случаях до нетекучей; статическое напряжение сдвига — от 32/90 до 97/311 мг/см2. Стволы названных скважин имели колебания в зенитных углах искривления до 6 — 8°, а в азимутальных — до 3 полных оборотов. Особенно резко изменялся азимут в скв. 100 Восточно-Северской площади (рис. 4). В интервалах отложения корок против плотных пород каверны достигали 10—12 см.

Все это способствовало увеличению неравномерности распределения скоростей движения восходящего потока глинистого раствора в кольцевом пространстве и оседанию на стенках скважин частиц породы с образованием корок налипания.

В качестве конкретного примера, подтверждающего возможность образования корок налипания в названных скважинах, могут служить фактические данные бурения скв. 100

12

Рис. 4. Инклинограмма скв. 100 Восточно-Северской пло-щади

Восточно-Северской площади в интервале 3210-3850 м. Этот интервал пробурен роторным способом долотами № 10 в основном марки АСГ-14-10Т при осевой нагрузке до 15 т за б мес. при среднесуточной проходке 3,7 м.

Для промывки скважины использовались два насоса с цилиндровыми втулками диаметром 130 мм. Ори подаче насосов 26 л/с средняя скорость восходящего потока раствора при бурении долотом № 10 на 141-мм бурильных трубах изменялась в пределах 0,6-0,65 м/с.

13

Однако в отдельных частях рассматриваемого интервала (3590 — 3730 м) имелись каверны до 10—12 см, причем диаметр скважины достигал 35 см. В этом интервале средняя скорость восходящего потока раствора

v = Q-0,026/(F-f ) (0,ll-0,016) = 0,26 м/с, (1)

где v — скорость потока раствора в кольцевом пространстве, м/с; Q — производительность насоса, м3/с; F — площадь сечения скважины при диаметре 0,35; f — площадь сечения 141-мм бурильной трубы по внешнему диаметру.

Параметры глинистого раствора изменялись в следующих пределах: плотность 1,32-1,46 г/см3; вязкость 50-100 с по СПВ-5, статическое напряжение сдвига от 32/90 до 97/311 мг/см2.

При таких параметрах промывочной жидкости и низкой скорости восходящего потока раствора налипание корок на стенках скв. 100 Восточно-Северской площади вполне вероятно.

По остальным скважинам (ПО Восточно-Северская, 510 Ново-Дмитриевская и 490 Калужская площади) технология бурения также не предотвращала процесс образования корок налипания.

Образование корок налипания происходит не по всей длине ствола скважины, а лишь в интервалах, условия и технология бурения которых способствуют этому процессу. Следовательно, для ликвидации или уменьшения корок налипания с минимальными затратами времени на проработку ствола скважины целесообразно определять их местонахождение и протяженность.

Определение интервалов ствола скважины с корками налипания возможно с помощь корко- или каверномеров. Однако коркомеры не нашли широкого применения и не выпускаются серийно, а по данным кавернометрии затруднительно выявить корки налипания в кавернозных интервалах скважины.

В то же время анализ геолого-промысловых материалов показал, что во вскрытых скв. 100 и ПО Восточно-Северской, 510 Ново-Дмитриевской и 490 Калужской площадей палеоценовых и нижнеэоценовых отложениях, с благоприятными условиями для образования корок налипания, плотные (в том числе глинистые и кавернозные) породы, так же как проницаемые пласты, отмечаются на диаграммах микрозондов превышением значений кажущихся сопротивлений (КС) микропотенциалзонда (МПЗ) АО,05м над значениями КС

14

Рис. 5. Определение микрокаротажа и ПС участки)

скв. 510 Ново-Дмитриевской площади по кривым интервалов с корками налипания (заштрихованные

микроградиентзонда (МГЗ) A0,025m0,025N (рис. 5 и 6). Такая характеристика плотных пластов на диаграммах микрозондов может быть обусловлена только наличием на плотных пластах глинистых корок налипания.

15

Риг 6 Соттогтавлрнир лиагпамм капотажа микпо^онлов и кавргшогпамм снятых в скв. 110 Восточно-Северской площади

Следовательно, выявление на диаграммах микрозондов интервалов, в которых против плотных пластов отмечается превышение значений КС микропотенциалзонда над значениями КС микроградиентзонда, указывает на образование в этих интервалах ствола скважины корок налипания на его

16

стенках. Определение таких интервалов ствола скважины целесообразно производить путем комплексной интерпретации микрозондов с кривой ПС, по которой выделяются плотные пласты.

Для предупреждения образования корок налипания на стенках ствола скважины целесообразно в процессе бурения выполнять следующие условия:

подбирать соотношение между диаметром скважины и диаметром бурильных труб при данной подаче насосов с таким расчетом, чтобы средняя скорость восходящего потока раствора в кольцевом пространстве была не менее 1 м/с;

вязкость глинистого раствора желательно иметь не более 50 с по СПВ-5, а значение статического напряжения сдвига - не более 30/90 мг/см2;

процесс бурения должен быть форсированным, простои и остановки должны быть исключены.

1.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИНТЕРВАЛОВ ПРИХВАТОВ БУРИЛЬНОГО ИНСТРУМЕНТА ИЛИ НКТ В СКВАЖИНАХ

Одним из главных факторов, обеспечивающих эффективность освобождения бурильного инструмента или насосно-компрессорных труб от прихвата, является достаточно точное определение места или глубины последнего. Для этой цели наиболее часто используются замеры в скважинах магнитным локатором муфт (ЛМ). Перед замерами ЛМ с помощью электромагнита, спускаемого в бурильный инструмент или НКТ, производится поточечное их намагничивание (ставятся магнитные метки) в интервалах возможного прихвата или по всей длине колонны труб. Затем в этих интервалах регистрируется контрольная диаграмма ЛМ, на которой фиксируются по глубинам нанесенные на бурильный инструмент или НКТ магнитные метки. После регистрации магнитных меток производится натяжка или расхаживание колонны труб. В результате деформации металла растягиваемых труб выше верхней глубины их прихвата магнитные метки, нанесенные в этом интервале, значительно уменьшаются по амплитуде или исчезают совсем. Ниже верхней глубины прихвата колонны труб значение магнитных меток практически не изменяется. По этому признаку и определяется верхняя граница прихвата труб на зарегистрированной при их натяжке диаграмме ЛМ. Однако в результате применения этого

17

метода устанавливается лишь глубина верхней границы интервала прихвата колонны труб, а протяженность и нижняя его граница остаются неизвестными, что усложняет и снижает эффективность проведения работ по ликвидации прихватов.

С помощью метода акустического контроля цементирования скважин (АКЦ) возможно определение глубин верхней и нижней границ интервала прихвата [86]. При образовании нескольких прихватов колонны труб с помощью этого метода определяются верхние и нижние границы всех интервалов прихватов, что нельзя установить путем применения ЛМ. Это обусловлено тем, что в интервалах прихватов, независимо от их количества, образуется контакт породы или цементного камня с колонной труб, отмечаемый на диаграммах АКЦ снижением кривой Ак и U ,А1Ё~А1ЁА1 АВ~А1ЁЁ 10. N1 U0E цели производится лишь один замер АКЦ без натяжки или расхаживания колонны труб.

Рис 7 Опоеделение в скв 1407 Уоенгойской плошали по данным локатооа муфт и аппаратуры акустического контроля за цементированием интервала прихвата насосно-компрессорных труб (заштрихованный участок)

18

Эффективность применения интервала прихвата труб проиллюстрирована на примере скв. 1407 Уренгойской площади (рис. 7), где приведено сопоставление зарегистрированных в зацементированных НКТ кривых ЛМ1 и ЛМ2 соответственно до и после натяжения колонны труб и кривой Ак АКЦ. По кривым ЛМ1 и ЛМ2 отмечается только верхняя граница прихвата НКТ, приблизительно на глубине 1225 м, а по кривой Ак АКЦ в интервалах: 1160-1240 м постепенное увеличение степени прихвата сверху вниз, 1240 — 1350 м прихват с плотным контактом цементного камня с НКТ; 1350 — 1360 м ослабление прихвата в его нижней части до интервала незацементированных труб.

Возможность определения по данным АКЦ всех интервалов прихватов труб в скважине с дифференциацией степени прихвата позволяет считать, что применение этого метода должно значительно повысить эффективность работ по ликвидации таких осложнений.

Определение верхней и нижней границ интервала и дифференциация степени прихвата дают возможность для конкретных геолого-технических условий скважины выбрать наиболее оптимальный способ его ликвидации из применяемых для этой цели: способ освобождения от прихвата с помощью устройств типа яссов, установка нефтяной “ванны”, создание специальных перфорационных отверстий для восстановления циркуляции промывочной жидкости, встряхивание колонны труб, отвинчивание или обрыв ее над интервалом прихвата с помощью взрыва детонирующего шнура или торпеды и др.

Скачать эту главу в формате PDF

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)