Предупреждение обвалов стенок скважины при бурении на площади Северо – Брагунская

Технологический процесс  промывки скважин должен быть спроектирован  таким образом, чтобы достичь  наилучших технико-экономических показателей бурения. При этом главное внимание должно быть уделено выполнению основных технологических функций и ограничений. В процессе промывки при бурении происходит разрушение и очищение забоя от шлама, транспортирование шлама на дневную поверхность, компенсирование пластового давления флюидов столбом бурового раствора, предупреждение обвалов стенки скважин, поддержание компонентов раствора и шлама во взвешенном состоянии, сбрасывание шлама в отвал, смазывание бурильного инструмента, охлаждение долота и бурильного инструмента. Наряду с этим в процессе промывки буровые растворы не должны: разрушать долото, бурильный инструмент, приводить к гидроразрывам, поглощениям раствора, разрушать буровое оборудование, размывать ствол скважины, ухудшать проницаемость продуктивных горизонтов, приводить к высоким потерям гидравлической энергии, сбрасывать в отвал компоненты бурового раствора, вызывать большие колебания давления в стволе скважины.

Одновременно к буровым  растворам необходимо предъявлять следующие требования:

1. Жидкая основа буровых растворов должна быть маловязкой и иметь низкое поверхностное натяжение на границе с горными породами.
2. В твердой фазе бурового раствора концентрация глинистых частиц должна быть минимальной, а средневзвешенная по объему плотность твердой фазы – максимальной.
3. Буровые растворы должны быть недиспергирующими под влиянием изменяющихся термодинамических условий в скважинах. Они должны обладать стабильными показателями технологических свойств.
4. Буровые растворы должны быть химически нейтральными по отношению к разбуриваемым породам, не вызывать их диспергирование.
5. Буровые растворы не должны быть многокомпонентными системами, а используемые для регулирования их свойств химические реагенты, наполнители и добавки должны обеспечивать направленное изменение каждого технологического показателя при неизменных других показателях.
6. Желательно, чтобы буровые растворы содержали не менее 10 % смазывающих добавок.

Эти общие требования позволяют выбрать из всех требований именно то, которое не только исключит осложнения (осыпи, обвалы - в первую очередь) и аварии в скважине, но и обеспечит высокие скорости ее бурения. Необходимо выполнять также общие требования к основным показателям свойств бурового раствора.

Плотность бурового раствора с точки зрения оптимизации работы должна быть минимальной. Однако ее выбирают из условия недопущения нефтегазопроявлений, осыпей и обвалов проходимых скважиной горных пород. Давление со стороны скважины должно быть достаточным, чтобы не допустить неуправляемого притока в нее пластового флюида и обваливания пород. Соотношение между гидростатическим давлением бурового раствора и пластовым давлением называют показателем безопасности; чем выше этот показатель, тем больше гарантия предотвращения выброса. С увеличением плотности бурового раствора, как правило, повышается также устойчивость ствола.

Ограничением для плотности  бурового раствора, когда технологические  операции не связаны с его циркуляцией, является давление гидравлического разрыва пласта: оно всегда должно быть выше гидростатического давления ствола бурового раствора в скважине.

При несбалансированном давлении на забое теоретически можно  достичь бесконечно низкой плотности  бурового раствора и вести бурение скважины на максимальных скоростях при управляемом выбросе пластового флюида.

При прочих равных условиях с повышением статического напряжения сдвига (СНС) бурового раствора его  динамическое напряжение, а следовательно, и эффективная вязкость, как правило, растет, а так как увеличение вязкости раствора ухудшает показатели работы долот, в целях оптимизации условий работы долота необходимо стремиться к минимальной величине СНС.

Очевидно, что для улучшения  условий разрушения породы долотом  целесообразно стремиться к увеличению показателя фильтрации бурового раствора и уменьшению толщины фильтрационной корки. Однако практикой бурения неустойчивых и проницаемых отложений показано, что в этих условиях показатель фильтрации, определяемый прибором ВМ-6, должен составлять 3-6 см³ за 30 мин.

Проникающий на забой  фильтрат способствует выравниванию давлений над сколотой частицей и под ней и тем самым создает благоприятные условия для очистки забоя от обломков породы, а также ослабляет сопротивляемость породы разрушению.

Из двух буровых растворов  с одинаковым интегральным показателем фильтрации лучше для разрушения породы забоя тот, у которого скорость фильтрации в начальный момент выше.

Во всех случаях необходимо стремиться к уменьшению толщины  фильтрационной корки. Однако было бы ошибочным думать, что единственным управляющим воздействием на толщину фильтрационной корки является показатель фильтрации бурового раствора.

Толщина фильтрационной корки существенно зависит от дифференциального давления в скважине, проницаемости пород и вязкости фильтрата бурового раствора. Для уменьшения толщины фильтрационной корки необходимо в первую очередь уменьшить дифференциальное давление в скважине. При сбалансированном давлении в скважине, когда дифференциальное давление равно нулю, фильтрационная корка не образуется.

Требование к вязкости бурового раствора однозначно - она должна быть минимальной. С уменьшением вязкости (условной или пластической) отмечается всеобщий положительный эффект бурения: снижаются энергетические затраты на циркуляцию бурового раствора, улучшается очистка забоя за счет ранней турбулизации потока под долотом, появляется возможность реализовать большую гидравлическую мощность на долоте, уменьшаются потери давления в кольцевом пространстве скважины. Даже в гидротранспорте шлама на дневную поверхность роль вязкости бурового раствора подчиненная.

В целях предупреждения обвалообразований и газонефтеводопроявлений буровой раствор утяжеляют порошкообразным утяжелителем и обрабатывают порошкообразными химическими реагентами после приготовления порции исходной коллоидной системы (например, водоглинистой).

Зарубежные фирмы обычно оборудуют гидроворонки аэрожелобом или вибратором для лучшего движения порошка и обеспечения более равномерной его подачи в зону смешения.

Исходной информацией для составления  прогноза на стадии проектирования являются данные о плотности глинистых пород и их поровом давлении, естественной влажности, гидратационной способности, минерализации поровой воды, которые представляются геологической службой. Источником получения исходной информации являются данные промыслово-геофизических исследований скважин, механического каротажа и анализа изменения плотности пород керна и шлама. В процессе бурения скважины с целью уточнения горно-геологических условий в конкретной ситуации необходимо оперативное определение поровых давлений, а также фактической влажности пород и минерализации поровой воды. Для оперативного прогнозирования используются данные измерения плотности глин по шламу или керну (второе предпочтительнее, так как дает точную привязку данных к глубине). Обработка данных механического каротажа и наблюдение за значением плотности глин позволяют определить поровое давление, а также прогнозировать возможности осложнений в интервале 50-100 м ниже текущего забоя скважины. Дополнительный контроль прогноза интервала осложнения может быть выполнен по результатам промыслово-геофизических исследований.

С целью повышения  эффективности проектных решений, а также упрощения выбора технологии бурения и конструкции скважин  целесообразно строить карты  глубин залегания зон возможных осложнений и распределения поровых давлений по площади. Мероприятия по предупреждению осложнений, связанных с нарушением устойчивости глинистых пород в процессе бурения скважины, составляют на основе данных проекта на строительство скважины, геологической информации и наличия материалов и химических реагентов для приготовления и поддержания свойств бурового раствора с учетом данных, полученных при бурении предыдущего интервала. В плане работ указывают интервалы бурения с неизменными показателями свойств и типом бурового раствора. По времени устойчивого состояния и показателю устойчивости определяют границы перехода с одного типа бурового раствора на другой. Принятие плановых мер предупреждения осложнений не исключает возможности их возникновения вследствие непредвиденных причин. Нарушения устойчивости трещиноватых пород отличаются факторами и механизмом явлений, признаками, а также низким уровнем информационного обеспечения задач прогнозной и диагностической оценки прочностных состояний. Поскольку материалы геофизических, петрографических и других исследований обеспечивают лишь получение исходной информации, необходимой для общей характеристики горно-геологических условий, но недостаточной для оценки прочностных состояний пород, выбор мер предупреждения и ликвидации осложнений основывают на учете следующих общих положений. Трещиноватость в нарушениях устойчивости ствола проявляется лишь как пассивный фактор, повышающий восприимчивость к воздействиям. Активный фактор обрушения – соотношения горного, забойного и пластового давлений. Ствол скважины сохраняет устойчивость в следующих условиях:

– связность между  блоками матрицы трещиноватой  породы достаточна, чтобы уравновесить горные нагрузки, возникающие в приствольной зоне при вскрытии трещиноватых пород;

– давление бурового раствора превышает пластовое, но не достигает  величины гидроразрыва пласта, а проницаемость  трещин заблокирована.

К профилактическим –  назначаемым при проектировании скважины – относятся следующие  меры:

– введение в буровой  раствор наполнителей, способных блокировать проницаемость наиболее широких предполагаемых трещин;

– выбор типа и рецептуры  бурового раствора с учетом необходимости противодействия наработкам бурового раствора и другим явлениям, сопровождающимся изменением реологических свойств и плотности;

– при проходке ствола в нефтегазонасыщенных трещинных  коллекторах когда возможны диффузионное насыщение бурового раствора газом и газе проявления, введение в буровой раствор реагентов-пеногасителей;

– применение для очистки  бурового раствора устройств, противодействующих его наработке;

– ограничение скорости СПО и применение промежуточной  промывки скважины с контролем по стабилизации давления на стояке нагнетательной линии.

2. Технико-технологический раздел

2.1. Инженерно-геологические условия бурения скважин на площади Северо - Брагунская

 

Район проектируемых работ в  административном отношении принадлежит  к территории Грозненского, Шелковского  и Гудермеского районов ЧР. Северо-Брагунская площадь расположена в основном на правом берегу реки Терек, в 30 км северо-восточнее г. Грозного. Ближайшим населенным пунктом является село Виноградное. С г. Грозным район проектируемых работ связан автотрассой Грозный-Червленная. На площади развита широкая сеть грунтовых и грейдерных дорог, некоторые из которых ведут непосредственно к месту расположения скважин. Доставка грузов и оборудования из г. Грозного осуществляется автотранспортом. Население оставляет чеченцы, русские, кумыки, которые занимаются сельским хозяйством, земледелием и животноводством.

В орогидрографическом отношении  площадь Северо-Брагунская принадлежит  к Притеречной низменности и  северному склону Брагунского хребта. Притеречная низменность представляет собой равнинную степь с отметками  рельефа + 40, + 50, на которой встречаются  заболоченные участки. Северный склон Брагунского хребта изрезан оврагами и балками, некоторые из которых являются довольно крупными. Отметки рельефа + 110, + 120 м.

Климат района умеренно-континентальный. Лето продолжительное, жаркое (+ 35^ºС), зима холодная (- 25^ºС), но не продолжительная, максимальное снижение температуры зимой до - 25^ºС бывает до 3…5 дней. Снежный покров неустойчивый, промерзание грунта до 1 метра. Среднегодовое количество осадков достигает 350 мм. Направление ветра преимущественно юго-западного и северо-восточного румбов.

На территории района находится  река Терек, которое протекает в  субширотном направлении в северной части площади. Вода реки

используется для питья, орошения и для технических целей.

Из строительных материалов на площади  имеются песчаники и лессовидные суглинки в пределах Брагунского хребта, а также галька и гравий в пойменных частях реки Терек.

В таблице 2.1. приведены сведения о  районе буровых работ, в таблице 2.2. и  2.3. – литолого-стратиграфическая  характеристика разреза скважины. Данные о нефте-водоносности разреза скважины приведены в таблице 2.5. и 2.6. а сведения а пластовых давлениях и температурах в таблице 2.7. Описание возможных осложнений процесса бурения приведено в табл. 2.8…2.13.

Таблица 2.1

Наименование	Значение (текст, название, величина)
Площадь (месторождение)	Северо-Брагунская
Административное расположение: -- республика -- район	ЧР Грозненский
Год ввода площади в бурение	1981
Температура воздуха, ºС -- среднегодовая  -- наибольшая летняя -- наименьшая зимняя	+ 6 + 35 – 25
Глубина промерзания грунта	до 1 м
Продолжительность отопительного  периода, сут.	164
Наибольшая скорость ветра, м/с	20…25
Рельеф местности	Равнинный
Растительный покров	пашня

Общие сведения о районе буровых  работ

 

 

Глубина залегания		Стратиграфическое подразделение		Элемент залегания пластов на подошве  град.		Коэффициент каверзности в интервале
от	до	Название	Индекс	Угол	Азимут
1	2	3	4	5	6	7
0	1200	Четвертичные  отложения + апшеронские + акчагыльский ярус	Q + N2ap + N2ak	13…14	350º	1,10
1220	1640	Понтический-меотический ярусы	N2p + N1m	12…13	------------	1,10
1640	2840	Сарматский - конский ярусы	N1sr + KИ	12…13	------------	1,10
2840	3100	Карагандинский регио ярус	N 1 k r	12…13	------------	1,10
3100	3440	Чакракский + тарханский регио ярусы		9…10	------------	1.10
3440	5420	Майкопская серия	N1tt + t	2…3	------------	1,11…1,23
5420	5510	Фораминиферовая серия	P 1+2 (t)	2…3	-----------	1,30
5510	5770	Верхнемеловой отдел	К2	2…3	-----------	1,30
5770	5800	Нижнемеловой отдел	К1	2…3	-----------	1,50