книги / Прихваты колонн при бурении скважин

А. К. САМОТОЙ

Прихваты

колонн при бурении скважин

МОСКВА « Н Е Д Р А » 1984

ХАРАКТЕРИСТИКА ПРИХВАТОВ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН

Современное бурение характеризуется неуклонным ростом объема проходки. Так, в 1977 г. предприятиями Миннефтепрома было .пробурено 12341,6 тыс. м, а в 1980 г.— 17984,3 тыс. м. Чис­ ло аварий возросло с 1237 (в 1977 г.) до 1344 (в 1980 г.), как вид­ но из табл. 1. По сравнению с 1977 г. число прихватов увеличи­

26% прихватов произошло по причине, вызванной действием пере­

скважины в связи с осыпями, обвалообразованиями, сальникообразованиями, оседанием шлама и утяжелителя (III категория).

Отметим, что более половины времени, затрачиваемого на лик­ видацию прихватов по Миннефтепрому, приходится на объедине­ ния Дагнефть, Азнефть, Киргизнефть, Грузнефть, Грознефть, Таджикнефть, Туркменнефть, Узбекнефть, Укрнефть (по данным 1979 г.), причем объем проходки по этим объединениям составля­ ет лишь 10%, а количество прихватов — около 16% от суммарных показателей по Миннефтепрому (табл. 3). Как видно из таблицы,

ниях Туркменнефть, Азнефть, Укрнефть, Грознефть затрачивается в среднем соответственно 3414, 1393, 1363 и 1098 ч.

На возникновение и ликвидацию прихватов на площадях Кав­ каза, Средней Азии, Украины значительно влияют естественные условия бурения, характеризующиеся наличием мощных толщ проницаемых отложений, пород, склонных к осыпям и обвалам» зон с аномально высокими пластовыми давлениями и температу­ рами, с солевой и термосолевой агрессией, нередко приводящей к деструкции бурового раствора. Кроме того, аварии связаны с большими глубинами и сложными конструкциями скважин и ком­ поновок низа бурильных колонн.

В практике бурения еще нередки случаи, когда мероприятия, проводимые для предотвращения одного вида осложнений, приво­ дят к возникновению и развитию других осложнений и аварий. Например, при повышении плотности бурового раствора, с целью

4

Таблица 3

предупреждения и ликвидации обвалов флюидопроявлений, уве­ личивается опасность возникновения прихватов и поглощений бу­ рового раствора. Более 40% .прихватов по Миинефтепрому проис­ ходит при проводке скважин в районах массового бурения (Главтюменнефтегаз, Татнефть, Башнефть), однако на их ликвидацию затрачивается лишь около 18% времени, приходящегося на лик­ видацию прихватов в целом по отрасли. В среднем здесь на лик­ видацию одного прихвата затрачивается 178 ч, причем по трудо­ емкости и распространенности прихваты I, II и III категорий отли­ чаются незначительно.

Характерным является .показатель tjlJ (где t — время, затра­ ченное iHa ликвидацию прихватов, П — объем проходки, в тыс. м). Так, для месторождений Юга он составляет в среднем 65 ч/1000 м

Татнефти, Башнефти — 3,3 ч/1000 м.

Анализ данных о времени, израсходованном на ликвидацию прихватов по трем категориям, показывает (табл. 4), что суммар­ ные затраты по Миинефтепрому за период 1977—1979 гг. состав­

13,8, Азнефть— 13,4, Узбекнефть— 13,2, Укрнефть— 10,9, Красно­ дарнефтегаз— 9,4, Комииефть — 8,0 ч/1000 м. За 1977—1979 гг. прихваты I категории практически отсутствовали в объединениях Урайнефтегаз, Пермнефть, Мангышлакнефть, Белоруснефть, Ставропольнефтегаз, Эмбанефть, Удмуртнефть, Киргизнефть, Таджикнефть, Грузнефть.

7

Прихваты II категории наиболее распространены в объедине­ ниях Дагнефть — 55,3, Укрнефть — 31,2, Грознефть — 25,6, Киргизнефть— 25,0, Нижневолжскнефть— 19,4, Азнефть— 17,2, Таджикнефть— 16,5 ч/ЮОО м и практически отсутствуют только в объеди­ нении Удмуртнефть.

Наиболее высокие относительные затраты времени на ликви­

состояние аварийности по предприятиям Миннефтепрома за 1977— 1979 гг. В целом по отрасли количество прихватов состав­ ляет 33—34% от общего числа аварий, а затраты времени на их ликвидацию — 42—47%. В среднем на ликвидацию одной аварии

равнинную и южную предгорную и горную с весьма развитой тек­ тонической нарушенностыо. Как правило, бурение скважин в се­ верной части Дагестана ведется без осложнений с использованием буровых растворов плотностью до 1260— 1320 кг/м3. Вследствие повышенных температур (на глубине 4700 м до 200°С) основные трудности при проводке скважин связаны со стабилизацией па­ раметров бурового раствора. Площади Южного Дагестана харак­ теризуются сложностью их геологического строения, аномально высокими температурами, пластовыми и поровыми давлениями, тектонической нарушенностью районов, большой мощностью пе­ ремятых глинистых отложений майкопского возраста, большими^

ницаемыми трещиноватыми известняками, склонными к поглоще­ ниям. Аналогичные осложнения характерны и для карагано-чок- ракских отложений. В майкопских отложениях коэффициент ано­ мальности давления доходит до 1,8—2,0, что приводит к необходи­ мости использования бурового раствора плотностью до 2000—» 2250 кг/м3.

Проводка скважин в часто перемежаемых породах с крутыми

Серьезные осложнения при проводке глубоких скважин связаны с деструкцией бурового раствора. Так, параметрическую скв. 1 Кочубеевская до глубины 4000 м бурили без особых осложнений. При разбуривании ангидритовых отложений с глубины 4090 м

9

10