Кавернообразование при бурении
Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Кавернообразование
Cтраница 1
Кавернообразование и связанные с ним осложнения встречаются в широком диапазоне глубин - от 700 до 2500 м и приурочены к разведочнинской свите. Эти аргиллиты отличаются обилием мелких зеркал скольжения. По плоскостям плитчатости отмечены борозды скольжения с глинками трения. [1]
Кавернообразование, вызванное растворением солей и принимающее весьма значительные размеры, затрудняет промывку и цементирование скважин, создает предпосылки для затяжек и прихватов колонны. Избыточная соль при ее достаточной дисперсности хорошо удерживается в растворе и не удаляется в очистной системе. Однако когда даже пересыщенный каменной солью ( галитом) раствор вскрывает пласт калийной соли ( сильвина, сильвинита или каинита), он оказывается относительно нее ненасыщенным и вызывает интенсивное расширение ствола в этом интервале. Заранее насыщать раствор той или иной солью бывает нецелесообразно из-за малой мощности ее пропластков или не удается вследствие неизученности разреза. Затруднения вызывает и необходимость применять большое количество высокорастворимых солей. Если для насыщения растворов хлористым натрием или калием достаточно 26 % соли, то для насыщения хлористым магнием необходимо уже почти 36 %, а в пересчете на кристаллогидрат - более 70 % соли. [2]
Кавернообразование и увеличение диаметра ствола часто имеют место в литифицированных глинистых сланцах древних геологических формаций, которые не содержат мрнтморилло-нита. Раньше считали, что кавернообразование в этих так называемых хрупких сланцах не связано с набуханием, так как обваливающаяся порода твердая и в ней явных признаков набухания нет. Однако Ченеверт показал, что в этих сланцах могут развиваться чрезвычайно высокие давления набухания, если они изолированы со всех сторон и находятся в контакте с водой. В бурящейся скважине давление набухания способствует увеличению центробежного растягивающего напряжения на стенке скважины. Когда это напряжение превышает предел текучести глинистого сланца, происходит гидратационное обваливание. По наблюдениям Ченеверта, давление набухания растет со временем и в конце концов вызывает взрывоподобное увеличение диаметра ствола. В промысловых условиях часто отмечали аналогичную картину - обвал происходил лишь через несколько дней после вскрытия глинистого сланца долотом. [4]
Наибольшее кавернообразование с коэффициентом кавернозно-сти 2 0 - 2 2 приурочено к I и несколько меньше ( 1 3 - 1 5) ко II пачкам солей. [5]
Интенсивность кавернообразования определяется природой сил сцепления между отдельными частицами пород. Если сцепление частиц вызвано действием льда, то процесс растепления сопровождается интенсивными осыпями и кавернообразованием. При сцеплении частиц пород с помощью минерального цемента кавернообразования может не наблюдаться. Интенсивность кавернообразования при бурении зависит от количества подаваемого в скважину бурового раствора, его температуры и времени воздействия. [6]
Характер кавернообразования при разбуривании большинства разведочных площадей и других месторождений Белоруссии сохраняется. [7]
Снижение кавернообразования в этих отложениях достигается за счет применения термосолестойких или эмульсионных глинистых растворов с низкой водоотдачей. [9]
Процесс кавернообразования сопровождается настолько большим выносом песка, что земляная амбарная система очистки в сочетании с гидроц
www.ngpedia.ru
Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2
Кавернообразование
Cтраница 2
Во избежание кавернообразований соли разбуривают с использованием соленасыщенных растворов. [16]
Установлено, что кавернообразование в неустойчивых породах провоцируются фильтрационными процессами. С увеличением показателя фильтрации бурового раствора с 2 0 до 5 5 см3 интенсивность кавернообразования возрастает почти в 10 раз, а при увеличении плотности на 10 % ( с 1100 до 1200) кг / м скорость кавернообразования уменьшается. Доказано, что для обеспечения качественной очистки наклонно направленного ствола путем повышения транспортирующей способности бурового раствора оптимальное соотношение реологических показателей Т0 и Г пропорционально связано с величиной зенитного угла. Для субгоризонтального ствола ( 70 град) это соотношение ( т0 / Л) должно быть более 650 обр. [17]
В условиях Донбасса интенсивное кавернообразование приурочено к пластам, сложенным глинами, глинистыми сланцами, аргиллитами, песчаниками, алевролитами, углем, каменной или калийной солью. [18]
С целью снижения кавернообразования в отложениях солевого комплекса в зарубежной практике бурения используют пересыщенные солью глинистые буровые растворы. Поддерживая избыток свободной соли, получают пересыщенный раствор на забое скважины. Для поддержания определенного количества соли в присутствии глины и реагентов-стабилизаторов используют специальные добавки, чаще различные амиды. [19]
Следовательно, процесс кавернообразования в стволе скважины зависит от физико-механических свойств горных пород и литологического строения геологического разреза, а особенности процесса расширения скважины находятся во взаимосвязи с кавернозностью опережающего ствола. [20]
Спецификой этих районов является сильное кавернообразование в интервале ММП, растепляемых при проходке скважин с промывкой традиционными буровыми растворами на водной основе, обладающими положительной температурой. [21]
Были сделаны попытки процесс кавернообразования при бурении скважин объяснить осмотическими явлениями в глинах. Ряд лабораторных исследований подтверждает это положение об образовании каверн. Промышленные эксперименты могут наметить путь регулирования кавернообразования, что важно для предотвращения газоводопроявлений из обвалившихся пород. [22]
В случае хрупкого разрушения происходит кавернообразование, когда же превалирует вязкопла-стическое течение, - сужение ствола. Если ствол будет закреплен, то в последнем случае на обсадную колонну начнут действовать дополнительные нагрузки. [23]
Выявленные закономерности позволяют целенаправленно использовать кавернообразование в мощных толщах солевых и глинистых пород при бурении опережающим стволом, уменьшать интенсивность или полностью предупреждать сужение ствола путем отбора породы из предельной области. [24]
Эти мероприятия позволили заметно снизить кавернообразование ствола скважины при разбуривании мерзлых пород. [25]
Малосиликатный буровой раствор обеспечивает предотвращение кавернообразования в этих отложениях в результате образования на стенках скважины труднорастворимой пленки гидросиликатов кальция или магния, препятствующей растворению и промыву этих солей. [26]
Малосиликатный буровой раствор обеспечивает предотвращение кавернообразования в этих отложениях вследствие образования нд стенках скважины труднорастворимой пленки гидросиликатов кальция или магния, препятствующей растворению и промыву этих солей. [27]
На основании проведенных выше работ кавернообразования в стволе скважины происходят в большинстве случаев в глинах, а также аргиллитах, которые являются глиносодержащими и имеют доминирующее значение в геологическом строении площадей Прикарпатья. [28]
Однако эффективность способа направленного использования кавернообразования уменьшается, когда естественное кавернообразование не обеспечивает получения проектного диаметра ствола без расширения. Кроме того, чтобы нормально бурить скважину в тех интервалах части разреза, где скорость сужения ствола превосходит скорость кавернообразования, приходится прибегать к утяжелению бурового раствора, что еще более ухудшает технико-экономические показатели бурения. [29]
Приведенные данные свидетельствуют о возможности интенсивного кавернообразования при бурении отдельных интервалов соленосных отложений на южной ступени Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области и сужении интервалов, представленных ангидритами и отдельными участками солей, из-за их пластического течения. В результате этого после крепления скважин происходит смятие колонн. При креплении соляно-ангидритовой толщи, если не принимать необходимые технологические меры, то контакта тампонажного камня с обсадной колонной и породами может не быть или он будет слабым. Кроме того, как известно, кавернооб-разование ведет к повышенному расходу промывочного раствора и тампонажных материалов. Уменьшение кавернообразования в этих отложениях достигается засолонением промывочной жидкости, что почти полностью предотвращает развитие каверн, а цементирование соленосных интервалов осуществляется соленасыщенными це-ментно-песчаными, шлакоцементными или шлакоцементно-песча-ными тампонажными материалами плотностью 1 8 - 1 85 г / см3, которые позволяют в большинстве случаев избежать указанных осложнений как при бурении, так и при креплении скважин в отмеченных условиях. [30]
Страницы: 1 2 3 4
www.ngpedia.ru
Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Кавернообразование
Cтраница 1
Кавернообразование и связанные с ним осложнения встречаются в широком диапазоне глубин - от 700 до 2500 м и приурочены к разведочнинской свите. Эти аргиллиты отличаются обилием мелких зеркал скольжения. По плоскостям плитчатости отмечены борозды скольжения с глинками трения. [1]
Кавернообразование, вызванное растворением солей и принимающее весьма значительные размеры, затрудняет промывку и цементирование скважин, создает предпосылки для затяжек и прихватов колонны. Избыточная соль при ее достаточной дисперсности хорошо удерживается в растворе и не удаляется в очистной системе. Однако когда даже пересыщенный каменной солью ( галитом) раствор вскрывает пласт калийной соли ( сильвина, сильвинита или каинита), он оказывается относительно нее ненасыщенным и вызывает интенсивное расширение ствола в этом интервале. Заранее насыщать раствор той или иной солью бывает нецелесообразно из-за малой мощности ее пропластков или не удается вследствие неизученности разреза. Затруднения вызывает и необходимость применять большое количество высокорастворимых солей. Если для насыщения растворов хлористым натрием или калием достаточно 26 % соли, то для насыщения хлористым магнием необходимо уже почти 36 %, а в пересчете на кристаллогидрат - более 70 % соли. [2]
Кавернообразование и увеличение диаметра ствола часто имеют место в литифицированных глинистых сланцах древних геологических формаций, которые не содержат мрнтморилло-нита. Раньше считали, что кавернообразование в этих так называемых хрупких сланцах не связано с набуханием, так как обваливающаяся порода твердая и в ней явных признаков набухания нет. Однако Ченеверт показал, что в этих сланцах могут развиваться чрезвычайно высокие давления набухания, если они изолированы со всех сторон и находятся в контакте с водой. В бурящейся скважине давление набухания способствует увеличению центробежного растягивающего напряжения на стенке скважины. Когда это напряжение превышает предел текучести глинистого сланца, происходит гидратационное обваливание. По наблюдениям Ченеверта, давление набухания растет со временем и в конце концов вызывает взрывоподобное увеличение диаметра ствола. В промысловых условиях часто отмечали аналогичную картину - обвал происходил лишь через несколько дней после вскрытия глинистого сланца долотом. [4]
Наибольшее кавернообразование с коэффициентом кавернозно-сти 2 0 - 2 2 приурочено к I и несколько меньше ( 1 3 - 1 5) ко II пачкам солей. [5]
Интенсивность кавернообразования определяется природой сил сцепления между отдельными частицами пород. Если сцепление частиц вызвано действием льда, то процесс растепления сопровождается интенсивными осыпями и кавернообразованием. При сцеплении частиц пород с помощью минерального цемента кавернообразования может не наблюдаться. Интенсивность кавернообразования при бурении зависит от количества подаваемого в скважину бурового раствора, его температуры и времени воздействия. [6]
Характер кавернообразования при разбуривании большинства разведочных площадей и других месторождений Белоруссии сохраняется. [7]
Снижение кавернообразования в этих отложениях достигается за счет применения термосолестойких или эмульсионных глинистых растворов с низкой водоотдачей. [9]
Процесс кавернообразования сопровождается настолько большим выносом песка, что земляная амбарная система очистки в сочетании с гидроциклонной
www.ngpedia.ru
Процесс - кавернообразование - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Процесс - кавернообразование
Cтраница 1
Процесс кавернообразования сопровождается настолько большим выносом песка, что земляная амбарная система очистки в сочетании с гидроциклонной не обеспечивает его полного удаления. [1]
Следовательно, процесс кавернообразования в стволе скважины зависит от физико-механических свойств горных пород и литологического строения геологического разреза, а особенности процесса расширения скважины находятся во взаимосвязи с кавернозностью опережающего ствола. [2]
Были сделаны попытки процесс кавернообразования при бурении скважин объяснить осмотическими явлениями в глинах. Ряд лабораторных исследований подтверждает это положение об образовании каверн. Промышленные эксперименты могут наметить путь регулирования кавернообразования, что важно для предотвращения газоводопроявлений из обвалившихся пород. [3]
На примере Медвежьего и Уренгойского месторождений показано, что процесс кавернообразования в мерзлых породах определяется параметром Тихонова, значение которого должно быть при этом минимальным. Это в первую очередь обеспечивается достижением наибольшей скорости бурения, обусловливающей сокращение времени контакта промывочной жидкости с мерзлыми породами. Заметим, что для пен это положение не является определяющим. [4]
Применяя специальные буровые растворы, особенно хлор-магниевые и на углеводородной основе, можно резко сократить процесс кавернообразования в этих отложениях и одновременно несколько увеличить критическую глубину перехода пород в предельное состояние. Однако эта мера не позволяет предотвратить вязкопластическое течение пород, перешедших в предельное состояние в результате действия горного давления. [5]
В условиях сложного геологического строения, где явно выражено ритмичное чередование горных пород с резко отличающимися физико-механическими свойствами, процесс кавернообразования имеет характерные особенности, изучению которых не уделялось еще должного внимания. В то же время при исследованиях процесса расширения скважины изучение динамики ка-вернообразований в опережающем стволе имеет первостепенное1 значение в связи с тем, что кавернозность определяет условия разрушения кольцевого забоя в каждый момент расширения скважины. [6]
Наряду с инициированием извлечения из продуктивного пласта кольматирующих материалов и продуктов реакции, виброволновое воздействие здесь носит регулятивную функцию: благодаря интенсификации фильтрационных процессов увеличивается одновременно и глубина зоны реагирования, и охват пласта воздействием по толщине. Во время циклических операций ВДХВ процесс кавернообразования происходит равномерно во всем объеме ПЗП, в том числе и в ее удаленных от скважины областях. [7]
В отложениях воротыщепской и поляницкой свит расширение опережающего ствола не приводит к существенному снижению кавернозности расширенного ствола. Последнее объясняется тем, что процесс кавернообразования в этих отложениях зависит от времени контакта пород с буровым раствором и достичь снижения кавернозности можно только путем снижения времени на расширение скважины. В большинстве интервалов данных отлохений размеры каверн превышают диаметр расширителя и поэтому трудно судить о влиянии процесса расширения на повторный процесс кавернообразований. [8]
Интересно отметить, что наличие общего исходного фактора - образование предельной области - определяет практически одинаковый характер кавернообразования в таких различных по природе породах, как глина и каменная соль. Из этого следует, что растворение, играющее большую роль в процессе кавернообразования в соленосных отложениях, по мере насыщения бурового раствора солями утрачивает свое превалирующее значение. [10]
www.ngpedia.ru
Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3
Кавернообразование
Cтраница 3
Солевые отложения подвержены при бурении интенсивному кавернообразованию. Соли попадают в движущийся буровой или тампонажный раствор. В различных концентрациях они по-разному влияют на изменение свойств тампонажных растворов. [31]
Солевые отложения подвержены при бурении интенсивным кавернообразованиям. Соли попадают в движущийся буровой или тампонажный раствор. В различных концентрациях они по-разному влияют на изменение свойств тампонажных растворов. [32]
Качественное выполнение цементировочных работ и предупреждение кавернообразования в интервалах залегания солей ведет к снижению числа аварий с обсадными колоннами. [33]
Вскрытие аргиллитов сопровождается интенсивными осыпаниями и кавернообразованием. [34]
Поэтому важнейшим фактором предотвращения обвалов пород и кавернообразования является правильный выбор промывочной жидкости и ее состава. [35]
С целью сохранения коллекторских свойств и уменьшения кавернообразования в тульско-бобриковских терригенных пластах осуществляем цементную изоляцию сразу после вскрытия бурением и выполнения ГИС. Далее разбуривается цементный мост и без осложнений продолжается бурение скважины до проектной глубины. Необходимость использования той или иной технологии выбирается по геологическим условиям. [36]
Значительное место в работе отводится объяснению влияния кавернообразования на процесс расширения, выбору компоновок низа бурильной колонны при расширении. Эти вопросы довольно сложны, поэтому для их решения были использованы методы механического моделирования. [37]
В зоне распространения многолетнемерзлых пород в результате сильного кавернообразования, которое сопровождается появлением уступов, сползанием шлама и обвалами пород, кондукторы во многих скважинах ( скв. Медвежье) не были допущены до проектных глубин. [38]
На основании полученных данных была изучена возможность снижения кавернообразования путем замедления гидратации глинистых пород с учетом их генезиса [8, 9], так как кавернообразова-ние оказывает определенное влияние на качество цементирования. [39]
Однако эффективность способа направленного использования кавернообразования уменьшается, когда естественное кавернообразование не обеспечивает получения проектного диаметра ствола без расширения. Кроме того, чтобы нормально бурить скважину в тех интервалах части разреза, где скорость сужения ствола превосходит скорость кавернообразования, приходится прибегать к утяжелению бурового раствора, что еще более ухудшает технико-экономические показатели бурения. [40]
При разбуривайии отложений солей одним из видов осложнений является интенсивное кавернообразование, вызывающее ряд других осложнений и повышенный расход цемента для крепления стенок скважины. [41]
При мощности надсолевых отложений порядк л GOO i коэффициент кавернообразования / г невелик и особых осложнений процесса проводки скважины не наблюдается. [42]
Соленасыщенные растворы применяют при разбуривании соленосных отложений во избежание кавернообразований. [43]
Приведенные примеры хорошо согласуются с экспериментальными данными и схемой кавернообразования при применении растворов с высокими ингибирующими свойствами. [45]
Страницы: 1 2 3 4
www.ngpedia.ru
Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4
Кавернообразование
Cтраница 4
Причинами снижения производительности газовых скважин являются гидраты, жидкости, кавернообразования, отложение солей, негерметичность оборудования, посторонние предметы и порча продуктивного пласта. Любая из этих причин в отдельности или комбинация их может привести к уменьшению производительности и уменьшению подачи газа. [46]
Технология промывки, при которой происходят размыв стенок скважины, кавернообразование или накопление шлама в растворе, особенно его коллоидных частиц, вызывает снижение механической скорости и производительности бурения. [47]
На примере Медвежьего и Уренгойского месторождений показано, что процесс кавернообразования в мерзлых породах определяется параметром Тихонова, значение которого должно быть при этом минимальным. Это в первую очередь обеспечивается достижением наибольшей скорости бурения, обусловливающей сокращение времени контакта промывочной жидкости с мерзлыми породами. Заметим, что для пен это положение не является определяющим. [48]
Таким образом, создается резерв выпрямляющей силы, на случай кавернообразования, приводящего к снижению эффекта установки центраторов. [49]
Постепенное осыпание глинистой породы выражается на графике медленным ростом коэффициента кавернообразования. [51]
На месторождениях Среднего Приобья интервал малоустойчивых пород, склонных к кавернообразованию, как показали исследования Г. Б. Острого, в большинстве случаев совпадают с глубиной залегания вечномерзлых пород. В зависимости от диаметра эксплуатационной колонны диаметр кондуктора составляет 219 либо 273 мм. [52]
Наибольшие потери осевой нагрузки наблюдаются в скважинах, склонных к кавернообразованию. [53]
Страницы: 1 2 3 4
www.ngpedia.ru
Каверны (геология) — Википедия
Материал из Википедии — свободной энциклопедии
У этого термина существуют и другие значения, см. Каверна.Каверны (от лат. caverna — «полость») — термин в геологии, обозначающий пустоты в горной породе неправильной или округлой формы размером более 1 мм[1]. Образуются в результате действия естественных процессов, таких как выщелачивание, избирательное выветривание[2], растворение (карст) или застывания лавы[1][3]. Встречаются каверны, наполненные газовыми соединениями.
Каверны различают по размеру: 1) мелкие — 1−10 мм; 2) крупные (микрополости) — 10−100 мм; 3) пещеристые полости — >100 мм. В ряде случаев понятие каверны распространяется на полости размером до одного-нескольких сантиметров[4][5].
Наличие каверн обусловливает так называемую кавернозность горных пород, которая подразделяется на первичную (образуется при изливании магматических горных пород и в рифовых известняках) и вторичную (растворяющее действие воды на горные породы)[6][7]. Кавернозность в целом влияет на прочность пород, при наличии ослабляя её.
- ↑ 1 2 Каверны // Геологический словарь : [в 2 т.] / отв. ред. К. Н. Паффенгольц. — 2-е изд., испр. — М. : Недра, 1978. — Т. 1. А − М. — С. 297.
- ↑ Аллисон, А. Избирательное выветривание // Геология: наука о вечно меняющейся Земле / А. Аллисон, Д. Палмер. — М. : Мир, 1984. — С. 191.
- ↑ Каверна // Геологический словарь : [в 3 т.] / гл. ред. О. В. Петров. — 3-е изд., перераб. и доп. — СПб. : ВСЕГЕИ, 2011. — Т. 2. К − П. — ISBN 978-5-93761-174-1.
- ↑ Справочник по геологии нефти и газа / Н. А. Еременко, И. И. Аммосов. — М. : Недра, 1984. — С. 159.
- ↑ Cavern // Elsevier's Dictionary of Geography: in English, Russian, French, Spanish and German / V. M. Kotlyakov, A. I. Komarova. — Amsterdam : Elsevier, 2006. — P. 110. — ISBN 978-0-08-048878-3.
- ↑ Кавернозность горных пород // Геологический словарь : [в 2 т.] / под. общ. ред. А. Н. Криштофовича. — 1-е изд. — М. : Госгеолтехиздат, 1955. — Т. 1. А − Л. — С. 284−285.
- ↑ Жданов, М. А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. — М. : Недра, 1981. — С. 138−138.
ru.wikipedia.org
кавернообразование - это... Что такое кавернообразование?
- кавернообразование
-
- кавернообразование
-
сущ., кол-во синонимов: 1
Словарь синонимов ASIS. В.Н. Тришин. 2013.
.
- кавент
- действовавший под воздействием
Смотреть что такое "кавернообразование" в других словарях:
кавернообразование — образование пустот образование провалов образование каверн — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность Синонимы образование пустотобразование проваловобразование… … Справочник технического переводчика
кавернообразование в стволе скважины — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN hole enlargement … Справочник технического переводчика
кавернообразование в стенках скважины — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN wall cavitation … Справочник технического переводчика
Халилов Нусрат Юсиф оглы — Дата рождения: 9 мая 1925(1925 05 09) (84 года) Место рождения: Геокчай,Азербайджан Научная сфера … Википедия
образование — Воспитание, просвещение, культура, цивилизация, прогресс; образованность; выделка, изготовление, созидание, фабрикация, формирование (формировка), организация, устройство. См … Словарь синонимов
Халилов, Нусрат Юсиф оглы — Эту статью следует викифицировать. Пожалуйста, оформите её согласно правилам оформления статей … Википедия
dic.academic.ru
|
Stability of clays of different rock formation stages at Yurkharovskoye field while well drillign with oil-based muds A. ARSLANBEKOV, NOVATEK OJSC, N. SEVODIN, NOVATEK-YURKHAROVNEFTEGAZ LLC, Устойчивость глинистых отложений в Западной Сибири продолжает оставаться актуальной проблемой, несмотря на накопленный большой практический опыт бурения. Using its extensive experience of various mud type applications for drilling in Western Siberia, the M-I SWACO, Russia Region, established a definite mud selection system for particular clays based on clay cap rock lithogenesis theory. Сложилось определенное мнение, что условия бурения в этом регионе достаточно простые, и расходы на дорогие растворы не оправданы. С одной стороны, это действительно так, если рассматривать бурение простых по конструкции скважин, которое протекает достаточно быстро (не более 10 – 14 дней). Однако при бурении более сложных по профилю скважин часто возникают проблемы с устойчивостью глин, решить которые зачастую непросто, и не существует готовых рецептов их решения. Правда, в последнее десятилетие накоплен обширный опыт использования различных типов буровых растворов на водной основе при бурении неустойчивых глин на месторождениях Западной Сибири. На основе этого опыта в российском подразделении компании M-I SWACO сложилась определенная система выбора типа раствора для тех или иных глин. В основу ее помимо опыта бурения положена теория литогенеза глинистых покрышек [1]. Кратко эту систему выбора можно сформулировать следующими основными положениями:1. Для бурения глин раннего катагенеза (от люлинворской до покурской свиты включительно), которые имеют коагуаляционные контакты между частицами, низкие механические свойства и активно диспергируют в буровых растворах на основе пресной воды, следует применять инкапсулирующие пресные буровые растворы. Ингибированные растворы применять в этих отложениях дорого и неэффективно. Причина неустойчивости таких глин – в их низкой механической прочности, и для ее нейтрализации требуется определенный уровень забойного давления. Между тем инкапсулирующие растворы дают хорошие результаты по предотвращению диспергирования молодых глин, и их использование в этом интервале оправдано. 2. Для бурения глин среднего катагенеза (меловые отложения примерно с глубины 1600 – 2000 м, юрские глинистые покрышки), имеющих, как правило, контакты переходного типа между частицами и отличающихся метастабильностью и активной реакцией на попадание в них пресной воды, требуются, напротив, ингибированные растворы. Причем эффективность последних зависит от концентрации ингибитора, угла вскрытия, минералогии глин покрышек, наличия или отсутствия в растворе микрокольматантов глин и т. д. В связи с этим не всегда сразу можно гарантировать их 100%-ную эффективность и требуется время для подбора необходимого состава. Тем не менее эта концепция выбора типа раствора зачастую подвергается сомнению. Поэтому каждая возможность получения дополнительной информации об устойчивости глин при использовании новых систем растворов должна использоваться, а результаты – тщательно анализироваться. В 2007 г. такая возможность появилась на Юрхаровском месторождении в связи с началом бурения на нем скважин с отходами от вертикали до 4000 м и использованием для этого растворов на углеводородной основе (РУО). До этого на месторождении был уже накоплен большой опыт бурения на различных системах растворов на водной основе (РВО). В целом использование растворов на водной основе позволило обеспечить строительство скважин с отходами от вертикали до 2000 м. Однако при этом было установлено несколько зон неустойчивых глин в разрезе (кузнецовская и березовская свиты, ямбургская покрышка и «шоколадные глины»), которые постоянно создавали определенные проблемы при их бурении. Поэтому когда был поставлен вопрос о бурении скважин под воды Тазовской губы с большими отходами от вертикали (до 3000 – 4000 м), все-таки возникла проблема выбора системы бурового раствора для их бурения. Растворы на водной основе с учетом уже имеющихся проблем вряд ли могли обеспечить безаварийное бурение еще более сложных скважин. Поэтому выбор был сделан в пользу раствора на основе минерального масла Versaclean. За 2007 – 2009 гг. было пробурено 16 скважин с использованием этой системы в разных интервалах, что позволяет произвести оценку системы, в частности, с точки зрения влияния на устойчивость указанных проблемных глинистых отложений и сравнения с растворами на водной основе. Этим вопросам и посвящена настоящая статья. Основной интерес, с точки зрения устойчивости глин, представляют два интервала – интервал бурения под техническую колонну и интервал бурения под эксплуатационную колонну. На рис. 1 представлены средние технико-экономические показатели бурения интервала технической колонны на разных типах буровых растворов. Как видно из этого рисунка, ТЭП бурения на РУО существенно лучше, чем на растворах на водной основе. Причем ранее использовались растворы на водной основе разного типа – и ингибированные, и пресные.  Рис. 1. ТЭП бурения интервала технической колонны на разных типах бурового раствора Основные проблемы, характерные для этого интервала на Юрхаровском месторождении при бурении с использованием растворов на водной основе, были следующие:
Табл.1. Кавернозность ствола скважины в интервале технической колонны для растворов различных типов  После опыта бурения на РУО со всей очевидностью стало ясно, что действительно для глин раннего катагенеза главным фактором стабильности глин является соответствие забойного давления величинам геомеханических напряжений устойчивости, а не воздействие водной фазы раствора. Безусловно, последний фактор оказывает влияние на процесс кавернообразования в этих глинах, но он носит как бы подсобный характер. И в большей степени влияет не на размер каверн, а на скорость их образования. Последняя существенно снижается при использовании менее диспергирующих растворов (ингибированных и РУО). Это зачастую приводит не к равномерному осыпанию глин, а к их обвалам и более тяжелым последствиям для процесса бурения. Происходит этот процесс, если величина забойного давления как первопричина не обеспечивает стабильность ствола. Не удалось этого избежать и при использовании РУО. Прихваты в скважинах № 328 и 225 в зоне кузнецовской свиты произошли из-за обвалов глин, к тому же осложненных плохими условиями выноса шлама по причине высоких зенитных углов в интервалах осложнения. Вывод этот подтверждают и геомеханические исследования, выполненные Baker Atlas для кузнецовской свиты скв. № 328, и анализ результатов кавернометрии для почти всех скважин, пробуренных на РУО в этом интервале. Геомеханические расчеты показывают, что плотность бурового раствора в интервале кузнецовской свиты в скв. № 328 должна была быть 1,36 г/см3 (вероятность успешности – 90%). По факту плотность была 1,30 г/см3. Причем следует отметить для подобных случаев следующее обстоятельство: если забойное давление далеко ниже напряжения разрушения таких глин, то образуются каверны быстро. Если же забойное давление близко к напряжению устойчивости глин, но все-таки ниже его, то деформирование идет медленно и проходит стадию сужения ствола с последующим разрушением. Как правило, каверномеры по большинству скважин, пробуренных на РУО на Юрхарове, не показывают каверны в кузнецовской свите. Наоборот, фикси |
burneft.ru
Способ проходки неустойчивых глинистых пород при бурении нефтяных и газовых скважин
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к способам предотвращения эрозионного разрушения и последующего образования каверн в стенках скважин при проходке бурением интервалов пласта с неустойчивыми глинистыми породами. Способ предусматривает углубление скважины долотом в интервале пласта с неустойчивыми глинистыми породами с использованием вязкопластичной промывочной жидкости в ламинарном режиме ее циркуляции в кольцевом канале ствола скважины. Для обеспечения гарантированного ламинарного режима течения промывочной жидкости в кольцевом канале ствола скважины и, следовательно, проходки долотом упомянутого выше интервала без кавернообразования расход (Q) промывочной жидкости в кольцевом канале ствола скважины выбирают на 20÷30 % меньшим, чем критический ее расход (Окр), при котором происходит смена ламинарного режима к турбулентному, при этом вязкопластичную промывочную жидкость выбирают с минимально возможной фильтроотдачей.
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к способам предотвращения эрозионного разрушения и последующего образования каверн в стенках скважин при проходке бурением интервалов пласта с неустойчивыми глинистыми породами.
Известно, что на устойчивость стенок скважины, сложенных глинистыми породами, оказывают влияние многие факторы [1], [2], такие как минералогический состав глин, физико-химические и реологические свойства бурового раствора, осмотические процессы, гидродинамические факторы давления столба промывочной жидкости.
Нарушение устойчивости глинистых пород сопровождается, как известно, осложнениями ствола скважины, обвалами и кавернами. Наличие каверн особенно между нефтяными и водоносными пластами снижает качество их разобщения, является причиной притока воды при первичном освоении, а также причиной увеличения процента обводненности продукции пласта в процессе эксплуатации скважины. Каверны в основном образуются при проходке неустойчивых глинистых пород - глинистых сланцев верейского, тульского, бобриковского, кыновского, шашийского горизонтов за счет эрозионного разрушения турбулентным потоком промывочной жидкости. Они приводят к осложнениям - многократным проработкам ствола и прихватам бурильного инструмента. Так, при креплении скважины плотность цементного раствора в интервале каверн снижается с 1850 до 1300 кг/м3. Цементный камень из такого раствора не может служить надежной крепью затрубного канала. Это приводит к серьезным авариям в скважине сопровождающиеся смятием эксплуатационной колонны и ее прихватами, особенно в интервале кыновских глин.
Известен способ бурения скважины с неустойчивыми глинистыми породами без кавернообразования [3], включающий углубление ствола скважины долотом в интервале пласта с неустойчивыми глинистыми породами с использованием вязкопластичной промывочной жидкости в ламинарном режиме течения в кольцевом канале ствола скважины.
Известный способ по своей технической сущности и достигаемому результату более близок к предлагаемому и может быть принят в качестве прототипа.
Однако, как показывает практика бурения неустойчивых глинистых пород, критическую скорость Vкр, при котором происходит переход от ламинарного режима течения к турбулентному, трудно контролировать, а в ряде случаев невозможно, поскольку в сложных скважинных условиях происходит изменение пластической вязкости бурового раствора, динамического напряжения сдвига. Следовательно, при этом необходимо постоянно вносить коррективы с целью восстановления его реологических характеристик. Поэтому способ, описанный в прототипе, не обеспечивает гарантированный ламинарный режим течения в кольцевом канале скважины при проходке долотом упомянутого интервала пласта с неустойчивыми глинистыми породами.
В работе [3] отмечена возможность управления режимом течения, реологическими параметрами вязкопластичных буровых растворов при проходке неустойчивых глинистых пород при различных расходах промывочной жидкости и достижения ламинарного режима течения в кольцевом канале ствола скважины.
Авторами в результате многолетних исследований разработана технология проходки интервалов неустойчивых глинистых пород бурением без кавернообразования при расходе промывочной жидкости, обеспечивающая гарантированный ламинарный режим течения.
Технической задачей настоящего изобретения является проходка бурением неустойчивых глинистых пород с промывкой ствола скважины с расходом промывочной жидкости, обеспечивающая гарантированный ламинарный режим течения вязкопластичного бурового раствора в кольцевом канале, следовательно, без кавернообразования, то есть без эрозионного разрушения стенок скважины и последующего образования там каверн.
Поставленная задача решается описываемым способом, включающим углубление скважины долотом в интервале пласта с неустойчивыми глинистыми породами с использованием вязкопластичной промывочной жидкости в ламинарном режиме течения в кольцевом канале ствола скважины.
Новым является то, что для обеспечения гарантированного ламинарного режима течения в кольцевом канале ствола скважины, следовательно, и проходки долотом упомянутого выше интервала без кавернообразования расход (Q) промывочной жидкости выбирают на 20-30 % меньше критического расхода (Qкр), при котором происходит смена ламинарного режима к турбулентному, при этом вязкопластичную промывочную жидкость выбирают с минимально возможной фильтроотдачей. Таким образом,
Q=0,8÷ 0,7 Qкр,
где Q - расход промывочной жидкости, обеспечивающий гарантированный ламинарный режим течения в кольцевом канале скважины, л/с;
Qkp - критический расход промывочной жидкости, при котором происходит смена ламинарного режима течения ее в турбулентный, л/с.
Известно, что критический расход (Qкр) промывочной жидкости определяют из следующего математического выражения:
Qкр=1000Vкр·F, (1)
где Vkp - критическая скорость, соответствующая переходу от ламинарного режима к турбулентному, м/с;
F - площадь кольцевого канала, ствола скважины, м2.
Критическую скорость Vкр определяют из следующего выражения:
Vкр=η Rекр/ρ (dc-dt), (2)
где
Rекр=7,3 Не0,58+2100, (3)
где
Не=τ ° ρ d2/η 2, (4)
где d - гидравлический диаметр, м, d=dc-dt;
dc - диаметр долота (скв.), м;
dt - наружный диаметр трубы наддолотной компоновки, м;
τ ° - динамическое напряжение сдвига, дПа;
η - пластическая вязкость, дПа· с;
ρ - плотность бурового раствора, кг/м3.
Способ осуществляют следующим образом.
Сначала ведут подготовительные работы, заключающиеся в том, что у пробуриваемой скважины выявляют интервалы неустойчивых глинистых пород разрабатываемой нефтяной или газовой залежи по ранее пробуренным скважинам или скважинам разведывательного бурения. Далее с учетом полученных данных приготавливают вязкопластичный полимерглинистый или полимерглинистомеловой буровой раствор (промывочную жидкость) с минимально возможной фильтроотдачей, с использованием солестойких полимеров, например, типа “Проестол 2540” или “Аккотрол S-622” и т. п., плотностью 1200-1400 кг/м3.
Затем с учетом реологических характеристик полученного бурового раствора, его плотности, площади кольцевого канала ствола скважины, как было отмечено выше по формуле (1) и с использованием формул (2), (3) и (4), определяют критический расход Qкр бурового раствора.
Согласно предлагаемому к защите патентом изобретению расход промывочной жидкости Q, обеспечивающий гарантированный ламинарный режим течения в кольцевом канале скважины при проходке интервала неустойчивых глинистых пород - глинистых сланцев, определится следующим образом:
Q=0,8-0,7 Qкр, (5)
где Q - расход промывочной жидкости, обеспечивающий гарантированный ламинарный режим течения в кольцевом канале скважины, л/с;
Qkp - критический расход промывочной жидкости, при котором происходит смена ламинарного режима течения ее в турбулентный, л/с.
В процессе бурения скважины на устье постоянно контролируют расход Q промывочной жидкости при помощи известных расходомеров на соответствие указанному выше равенству [5].
Способ испытывался в промысловых условиях при бурении скважин №№30406, 24686, 24755, 6943“3”, 26782“3”, 6300“3”, 2120“3”, при вскрытии кыновского горизонта.
Результаты испытаний показали высокую эффективность предлагаемой к защите патентом технологии. Проходка скважины в перечисленных интервалах неустойчивых глинистых пород осуществлялась без осложнений и кавернообразований.
Технико-экономическое преимущество изобретения заключается в следующем.
Использование предлагаемого способа обеспечивает проходку интервалов неустойчивых глинистых пород бурением без кавернообразования, следовательно, и без осложнений и прихвата бурильного инструмента, что положительно отражается на показателях бурения. В конечном счете, исключение кавернообразования в стенках скважины приводит к повышению качества разобщения пластов, что исключает в свою очередь приток воды при первичном освоении скважины, уменьшает процент обводненности в процессе ее эксплуатации и исключает аварии, связанные со смятием эксплуатационной колонны, например, в интервале кыновских глин. Кроме того, сокращается расход цемента при цементировании эксплуатационной колонны.
Источники информации
1. Книга Михеева В.Л. “Технологические свойства буровых растворов”, М., Недра, 1979 г.
2. Журнал “Нефтяное хозяйство”, № 12, 2000 г., стр. 128-132, статья Т.Н.Бикчурина, И.Г.Юсупова и Р.С.Габидуллина и др. “Исследование технико-технологических факторов, определяющих устойчивость кыновских аргелитов при бурении скважин”.
3. Журнал “Нефтяное хозяйство”, №4, 2001 г., стр. 26, статья Т.Н.Бикчурина, И.Г.Юсупова и Р.С.Габидуллина “Исследование влияния различных факторов на режим течения бурового раствора по кольцевому каналу ствола скважины” [прототип].
Способ проходки неустойчивых глинистых пород при бурении нефтяных и газовых скважин, например глинистых сланцев, включающий углубление скважины долотом в интервале пласта с неустойчивыми глинистыми породами с использованием вязкопластичной промывочной жидкости в ламинарном режиме течения в кольцевом канале ствола скважины, отличающийся тем, что, для обеспечения гарантированного ламинарного режима течения в кольцевом канале ствола скважины, следовательно и проходки долотом упомянутого выше интервала без кавернообразования, расход (Q) промывочной жидкости выбирают на 20÷30 % меньше критического расхода (Qкр), при котором происходит смена ламинарного режима к турбулентному, при этом вязкопластичную промывочную жидкость выбирают с минимально возможной фильтроотдачей.
findpatent.ru
