Материал: Прихваты колонн при бурении скважин

кать в мелкие поры породы. В-третьих, фенолы реагируют с форм­ альдегидом, образуя твердое вещество, закупоривающее поры, в которые попал раствор, при этом частицы породы вследствие ад­ гезионного действия смеси становятся монолитными.

Тот факт, что четвертый образец (рис. 15, кривая 4) оказался менее прочным, чем первый (кривая /), свидетельствует о том, что состав отверждаемого раствора на базе фенолформальдегид­ ной композиции не лучший и следует вести поиски материала, после пропитки которым и отверждения образец будет иметь большую прочность, чем исходный. Однако применение исследо­ ванного материала позволяет получить прочность обработанных об­ разцов, значительно большую, чем исходных, поэтому это меро­ приятие следует считать эффективным для закрепления неустой­ чивых пород.

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ЗОН ОСЫПЕЙ, ОБВАЛОВ И ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ОСЛОЖНЕНИЙ, СВЯЗАННЫХ С НЕУСТОЙЧИВЫМИ ПОРОДАМИ

Ликвидация прихватов, происходящих вследствие обвалообразованнй, связана с большими трудностями. Для недопущения ава­ рий и осложнений, вызванных осыпями и обвалами пород, и при­ нятия своевременных эффективных мер большое значение имеет прогнозирование зон нарушения устойчивости пород.

Отечественными и зарубежными исследователями показана принципиальная возможность прогнозирования зон неустойчивого состояния пород глинистого комплекса с использованием геофизи­ ческих измерений, данных бурения и плотностной характеристики породы (по шламу или керну). Как показала практика бурения в различных районах мира, большинство осложнений, вызываемых осыпями и обвалами, сужение ствола в глинах и глинистых поро­ дах возникают при вскрытии пластов с аномально высоким плас­ товым давлением (АВПД).

На примере бурения скважин на площадях объединений Крас­ нодарнефтегаз, Кубаньморнефтегазпром, Грузнефть, Узбекнефть п других установлено, что интервалы осыпей и обвалов, как пра­ вило, приурочены к зонам перехода ог нормального порового дав­ ления к АВПД и наоборот, что позволяет, зная расположение этих зон, своевременно принять меры по предупреждению осыпей п обвалов, разработать рациональную конструкцию скважины.

Как правило, интервалы с АВПД (особенно зоны перехода) характеризуются большой нарушенностыо стенок скважин, хоро­ шо регистрируемой профнлеметрией и кавериометрией, изменени­ ем кажущегося удельного сопротивления пород в связи с различ­ ной степенью их уплотнения в зонах перехода. Важные технологи­ ческие признаки зоны разуплотнения пород — наличие затяжек н повышение механической скорости бурения.

Современные методы прогнозирования зон осыпей и обвалов пород в процессе бурения подразделяются на три группы [22]:

61

В Руководстве ВНИИКРнсфтп [23] приведена таблица, харак­ теризующая возможные осложнения, связанные с проявлением ос­ мотических процессов (табл. 22). Основные факторы, определяю-

Таблица 22

ратура бурового раствора и пород, слагающих ствол скважины, влажность глин в условиях естественного залегания.

63

ловиями бурения, определяли зоны с высокой вероятностью при­ хватов, прогнозировали тип возможного прихвата и назначали компоненты вектора состояния (факторы Х\—Xie), в наибольшей степени способствующего предупреждению прихватов.

Реализация разработанной во ВНИИКРнефтн процедуры при составлении проектов на бурение скважин способствовала сниже­ нию в объединениях Укрнефть и Белоруснефть аварийности, свя­ занной с прихватами.

Тщательный анализ условий проводки скважин показал, что принятые в руководстве [15] 18 факторов, характеризующих состо­ яние скважины в момент прихвата, могут быть дополнены другими, после чего компоненты вектора состояния стали .определяться сле­ дующими факторами: глубиной забоя; местонахождением долота в момент прихвата; интервалом прихвата; типом породы в зоне при­ хвата; возрастом пород в зоне прихвата; температурой в зоне при­ хвата; искривлением ствола скважины в зоне прихвата; плотностью бурового раствора; вязкостью бурового раствора по СПВ-5; водо­ отдачей бурового раствора; толщиной корки; статическим напряже­ нием сдвига; pH бурового раствора; количеством нефти в растворе; длиной УБТ в компоновке; зазором между УБТ и стенкой скважи­ ны; способом бурения; длиной открытого ствола; обработкой буро­ вого раствора (тип понизителя вязкости, водоотдача, ингибирую­ щая и смазочная добавки).

С учетом перечисленных факторов во ВНИИКРнефтн были со­ ставлены диагностические таблицы для распознавания прихватов по материалам бурения скважин на площадях Днепровско-Донецкой впадины Министерства геологии УССР на основе обучающей выбор­ ки, включающей 24, 45 и 37 прихватов соответственно I, II и III ка­ тегорий (табл. 23).

В табл. 23 принята следующая расшифровка обозначений:

тип породы: 1 — песчаник; 2 — песчаник-fглина; песчаник+ + алевролит+ аргиллит; песчаник+ аргиллит+ доломит; песчаник+ Н-алевролит; 3—глина; глина+ сидерит: алгиллит; хемогенные отло­ жения; аргиллит-f-алевролит; глина + алевролит; 4—песчаник-f из­ вестняк-f алевролит; песчаник+ известняк+ аргиллит; песчаник+ +известняк-f аргиллит-f алевролит; песчаник-1-известняк+ глина;

гель; ангидрит+ мел; 7 — песчаник-f соль + глина; песчаник + соль + -f аргиллит-f алевролит; песчаник+ соль+аргиллит-f известняк; 8 — соль; 9 — известняк-f аргиллит; известняк-f аргиллит-f алевро­ лит; 10—известняк-f песчаник; 11—соль-f ангидрит;

возраст пород: 1 — нижний карбон Ci; 2 — средний карбон Сг; 3 — верхний карбон С3; 4 — юра J; 5 — пермь Р; 6 — девон Д; 7 — мел Сг; 8 — триас Т;

понизители вязкости: 1— нет; 2 — ПУЩР (УЩР); 3 — ФХЛО

4 — ФХЛС + ПУЩР (УЩР); 5 — окзил + ПУЩР (УЩР); 6 — окзил + ССБ; 7 — окзил;