Предупреждение обвалов стенок скважины при бурении на площади Северо – Брагунская

 

где: - плотность бурового раствора;

      _В – плотность пресной воды.

Используя данные табл. 2.7 по формулам 2.2 и 2.3 рассчитаем значение Ка и Кn по интервалам глубин разреза скважины.

По полученным данным строим совмещенный график давлений (см. рис.2.1), который называется «Геолого-технические условия и конструкция скважины».

Рис. 2.1. График совмещенных давлений скважины № 31 Северо-Брагунская

Согласно совмещенному графику давлений четко выделятся  три зоны совместимых условий бурения:

– первая зона до глинистой части нижнечокракских отложений (0….3330 м);

– вторая зона это глинистая часть чокракских и майкопских отложений (3330….5430 м);

– третья зона включает отложения фораминиферов, верхнего мела и частично нижнего мела (5430….5800 м);

Наибольшую сложность представляют вторая и третья зоны совместимых  условий бурения.

Вторая зона – глинистая часть  чокракских и майкопских отложений  имеет мощность 2100 м и в литологическом отношении представлена однообразной толщей глин верхнего майкопа и переслаиванием глин, алевролитов и песчаников нижнего майкопа, имеющих АВПД с градиентом от 1,82 до 1,93 МПа/100 м.

Отложения осложнены выпучиванием и обрушением глин в верхнем майкопе. При такой большой мощности интервала борьба с поглощениями и проявлениями в нижнем майкопе при наличии незакрепленной, неустойчивой толщи верхнемайкопских отложений сопряжена с риском и большими материальными затратами. Положение усугубляется длительностью бурения и нарастающей неустойчивостью пород, образованием каверн и желобов из-за недостаточно высоких скоростей бурения, обусловленных применением тяжелых абразивных буровых растворов.

Существуют проблемы крепления  этого интервала: спуск тяжелой  промежуточной колонны на большую  глубину с большим выходом из - под предыдущей колонны.

Исходя из этого, нижнюю часть отложений  майкопа целесообразно выделить самостоятельную зону крепления (4620-5430 м).

В третьей зоне совместимых условий  бурения наибольшую сложность представляют отложения фораминиферов (5420-5510 м), которые представлены чередованием глин и мергелей с прослойками известняков. В гидродинамическом отношении они являются переходной зоной между толщей глин майкопа и продуктивными известняками верхнего мела. В связи изменчивостью литологического состава, условий залегания и трещиноватости горных пород пластовые давления в них могут тяготеть или к майкопским или к верхнемеловым. Поэтому следует предусмотреть как отдельную зону крепления интервала фораминиферов и в случае, если не возникнут проблемы совместного вскрытия фораминиферов и верхнего мела, то рассматривать эту колонну как резервную.

Таким образом, на основании изложенного  выше выделим пять зон крепления:

• от 0 до 3330 м;
• 3330…4620 м;
• 4620…5430 м;
• 5430…5520 м;
• 5520…5800;

Кроме того необходимо:

– создать направление для того, чтобы выходящий поток бурового раствора можно было связать с циркуляционной системой и исключить размыв устья этим потоком. Учитывая,  что четвертичные отложения сильно дренированы, целесообразно предусмотреть два направления: 1) спускается и бетонируется на глубину 10 м; 2) на глубину 30 м.

– интервал 0…680 м сложен породами,  с склонными к осыпям, поглощением с падением уровня,  возможным грифонообразованием и наличием питьевых вод. Интервал установки кондуктора от 0…700 м.

В целях обеспечения более быстрого спуска колонн и крепления интервалов 3330…4620 м и 5430…5520 м проектируем  данные промежуточные обсадные колонны  потайными. Разработка совершенной  и экономичной конструкции скважины на современном этапе немыслима  без спуска потайных колонн. Их применение позволяет снизить затраты времени, металла и цемента на крепление интервала, повысить гидродинамическое совершенство конструкции за счет комбинированных бурильных колонн и, следовательно, снижение давления нагнетания при промывке, обеспечение возможности спуска следующей комбинированной колонны обсадных труб. Кроме того, принять эти колонны потайными представляется возможным еще и потому, что прочность предыдущих колонн с учетом износа, как свидетельствует опыт бурения, соответствует условиям бурения следующих, после спуска потайных колонн, интервалов.

Последующим этапом разработки конструкции скважины является выбор  сочетания диаметров обсадных колонн и долот, что в свою очередь  зависит от принятия величины зазора между обсадной колонной и стенкой скважины. На протяжении многих лет в ПО Грознефть величины зазора уменьшались и являлись наименьшими не только в отрасли, но, пожалуй, и наименьшими в мировой практике (см. табл. 2.16). Как видно из таблицы применение раздвижных расширителей РРБ позволяет существенно увеличить зазоры. Поскольку достигнутая величина зазоров находиться на минимально допустимом уровне, можно считать, что конструкции скважин в бывшем ПО «Грознефть» в части сочетания диаметров колонн, перекрывающих открытый ствол, и диаметров скважин, стабилизировались и были унифицированы. Самый распространенный вариант сочетания диаметров колонн, перекрывающий открытый ствол, 114х168х219х273х340х426 мм. Именно этот вариант мы и примем для конструкции проектируемой скважины (см. табл. 2.15, графа 9).

Исходя из проектной  глубины скважины и действовавшего парка буровых установок в бывшем ПО «Грознефть» предусматривалось использовать буровую установку БУ-5000 с максимальной грузоподъемностью 2,5 МН. Из-за ограниченной грузоподъемности вынуждены принять, что обсадная колонна диаметром 340 мм спускается двумя секциями (3330…1600 м) и (1600…0 м).

Комбинированная промежуточная  колонна диаметром 219х245 мм спускается также секциями из-за большого веса и в связи с тем, что не возможно зацементировать в один прием без осложнений, а также для быстрого крепления открытой части ствола. Цементирование секций предусматривается цементом с различными сроками схватывания. Секции устанавливаются в интервалах:

• 1 секция  5430…4520 м;
• 2 секция  4520…3130 м;
• 3 секция  3130…0 м;

Потайная колонна диаметром 168 мм спускается секциями из-за необходимости  быстрого перекрытия открытой части  ствола. Секции устанавливаются в  интервалах:

• 1 секция 5520..5330 м;
• 2 секция 5330…44470 м;

Цементирования в один прием эксплуатационной колонны не обеспечит качественное и безаварийное проведение работ, т.к. не возможно подобрать тампонажный материал по температурным условиям, а также предотвратить поглощение раствора и заколонные перетоки. Следовательно, эксплуатационную колонну необходимо цементировать в несколько приемов. Однако ступенчатое цементирование колонны, спущенной в один прием не возможно из-за отсутствия муфт ступенчатого цементирования для многоразмерных колонн и малых зазоров. В связи с этим эксплуатационная  колонна спускается и цементируется секциями.

Окончательная конструкция скважины приведена на рис. 2.1. Цемент за всеми колоннами поднимается на всю длину в соответствии с п. 13.2. «Единых технических правил ведения работ при строительстве скважины на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях».

Наружный диаметр мм		Диаметр мм			Радиальный зазор мм
труб	муфт	Долота		Скважины	По трубе	По муфте
114,3	127,0	139,7	139,7		12,7	6,3
127,0	136,0	151,0	151,0		12,0	7,2
139,7	149,2	161,0	161,0		10,6	5,9
168,3	177,8	190,5 Ж	230, 0		30,8	26,1
168,3	177,8	190,5	190,5		11,1	6,3
177,8	194,5	215,9	215,9		19,0	10,7
193,7	215,9	244,5	244,5		25,4	14,3
219,1	231,8	244,5	285,0 (ЖЖ)		32,9	26,6
219,1	231,8	244,5	244.5		12,7	6,3
244,5	257,2	269,9	269,9		12,7	6,3
273,0	285,8	295,3	345,0 (жжж)		35,9	29,6
273,0	285,8	304,8	304,8		15,9	9,5
273,0	285,8	311,2	311,2		19,0	12,7
323,9	351,0	393,7	393,7		34,9	21,3
339,7	365,1	393,7	393,7		27,0	14,3
426,0	451.0	490,0	490,0		32,0	19,5
Примечание: ствол скважины расширяется расширителем:                                                         Ж) – РРБ  190/230 - С                                                    ЖЖ) - РРБ  243/285 - С                                                 ЖЖЖ) – РРБ 295/345 - С

Таблица 2.16

Принятые в ОАО «Грознефтегаз» величины зазоров между обсадными трубами и стенкой скважины

 

 

 

Диаметр долота (Дд), которым предстоит бурить ствол скважины под колонну обсадных труб, определяют по формуле

Д_д=Д_м+2δ      (2.4.)

где Д_м-диаметр муфты спускаемой колонны обсадных труб;

δ -величина зазора между муфтой и стенками скважин, которая выбирается из вышеприведенной таблицы

 

 

 

2.5. Выбор типов буровых растворов и их технологических параметров

 

Тип бурового раствора, его компонентный состав и интервалы возможного применения устанавливаются в первую очередь, исходя из геологических условий, физико-химических свойств горных пород и содержащихся в них флюидов, пластового давления и температуры.

В целом разрез проектируемой  скважины может быть охарактеризован  как глинистый, что неизбежно, из соображения сохранения устойчивости ствола, требует применения ингибирующих систем буровых растворов. Накопленный опыт бурения скважин в бывшем ПО «Грознефть» позволил разработать регламенты буровых растворов на площадях, разбуриваемых ОАО «Грознефтегаз». «Регламенты…..» разработаны бывшим институтом «СевКавНИПИнефть» на экспериментально-теоретической базе с учетом опыта бурения, согласованы с «ВНИИКРнефть» и были утверждены типы и параметры буровых растворов по интервалам разреза скважины.

Выбор полимерглинистого  раствора на основе КМЦ для бурения интервала 10…700 м обусловлен наличием в этом интервале источников питьевого водоснабжения (см. табл. 2.6), т.к. этот тип раствора аттестован как экологически чистый. Ингибирующее действие гуматно-калиевых растворов основано на более высокой активности ионов калия в сравнении с ионами натрия, что позволяет им активно внедряться в кристаллическую решетку глинистых горных пород и способствовать их упрочнению. При этом снижается гидротация глин и их гидрофильность. Кроме того, использование калиевых растворов позволяет увеличить скорость бурения практически в два раза, а проходку на долото – на 40 %.

Из-за низкой термостойкости калиевых растворов (≈ 100 ºС) с глубины 2840 предусматривается переход на известковый раствор, далее (3330 м) на гипсовый, что также обусловлено термостойкостью известкового раствора (~ 120 º С), это также ингибирующие системы растворов, где в роли ингибитора выступают ионы кальция, носителями которых являются известь и гипс.

Для примера приведем расчет параметров для бурения скважины под I техническую колонну ¢ 340 мм. В остальных интервалах расчет аналогичен.

Плотность бурового раствора определим из расчета создания окончательного гидростатического давления в скважине. Оно должно превышать пластовое на величину:

– 10 – 15 % для скв. глубиной до 1200 м  и не более 1,5 МПа

– 5 – 10 % для скв. глубиной до 1200 –2500 м и не более 2,5 МПа

– 4 – 7 % для скв. глубиной более 2500 м и не более 3,5 МПа

Определим плотности  ρ₁, ρ₂ и ρ₃ в интервале 3100–3330 м. В этом интервале превышение давления составляет 4 – 7 % и не более 3,5 МПа

ρ₁ = 1,04* G₀/q;

ρ₂ = 1,07* G₀/q;

ρ₃ = G₀ /q + 3,5*10^-6 /q*Н

где G₀ – градиент пластового давления;

q – земное ускорение;

Н – глубина интервала бурения.

ρ_1, ρ₂ и ρ₃ – соответственно плотности при коэффициенте превышения давления на 4 и 7 процентов и плотности раствора при не превышении противодавления на пласт более чем на 3,5 МПа, над пластовым:

ρ₁ = 1,04* 10500:9,8 =1114 кг/м³;

ρ₂ = 1,07* 10500:9,8 =1146 кг/м³;

ρ₃ = 1050:9,8 + 3,5*10^-6:9,8*2900=1194 кг/м³;   ρ₁ < ρ_3, следовательно

1114 кг/м³ ρ 1194 кг/м³

Проведем проверку:

G_гп/9,8 = 17200/9,8 = 1755 кг/м³ 1755кг/м³ > 1194 кг/м³ – условие выполнено

G_гп – градиент гидроразрыва пород на глубину 3330 (см. таблицу давлений и температур по разрезу скважины).

Определим реологические  параметры бурового раствора по формуле  Латыпова:

η = 0,033*ρ*10^-3 – 0,022

τ₀ = 8,5*ρ*10^-3 – 7

В качестве расчетного значения плотности выбираем

ρ = (ρ₁+ρ₂):2 = (1114+1146):2 = 1130 кг/м³

η = 0,033*1130*10^-3 – 0,022 = 0,015 Па*с – динамическая вязкость

τ₀ = 8,5*1130*10^-3 – 7 = 2,6 Па – статическое напряжение сдвига [СНС]

Проведем проверку реологических  параметров с точки зрения коагуляционной устойчивости бурового раствора, как физико-химической системы. Необходимо, чтобы выполнялось условие 4500η – τ₀ ≥ 18

4500*0,015 – 2,6 = 64,9 > 18 –  условие выполнено

Величину СНС за 1 минуту определим исходя из 2^х условий:

1. Неопущение оседания шлама при прекращении циркуляции

τ₀ ≥ d_r*q*(ρ_п –ρ)/6*ψ ;      (2.5.)

где d_r – эквивалентный диаметр частицы шлама (м).

ρ_п = 2300 кг/м³ – плотность породы;