242 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР

242
ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР
обеспечения гидромониторного эффекта на долоте. Вместо этого, согласно методики кафедры бурения УГТУ,
резерв давления необходимо пустить на увеличения расхода промывочной жидкости, который в результате
намного превышает необходимый для эффективного выноса шлама. Данное решение нецелесообразно, т.к. при
реализации резерва давления для увеличение перепада давления на долоте в сумме общего рабочего давления на
насосе, способствует повышению гидромониторного эффекта в процессе бурения. Гидромониторный эффект
способствует увеличению размыва пород, качество очистки забоя повышает срок службы долот, за счет
охлаждения и лучшей очистки вооружения долот, и все в сумме способствует увеличению скорости бурения и
проходки на долото.
Кроме того, методика УГТУ отличается от ТПУ использованием давления опрессовки манифольда
(обвязки насосов), в качестве максимального рабочего давления на насосе. Альтернативным решением методики
используемой на кафедре бурения ТПУ является применение максимального разрешенного давления,
развиваемого буровым насосом, при использовании определенной втулки. Принятое ограничение не отражать
реальные условия процесса бурения, так как максимально разрешенное давление на насосе может превышать
давления опрессовки манифольда (обвязки насосов), что в свою очередь в дальнейшем может повлечь за собой
аварию.
В дальнейшем, на основании методик ТПУ и УГТУ по проектирования потерь давления в
гидравлической программе промывки, возможно создание методики проектирования которая более полно
отразит реальные процессы движения жидкости в бурильной колонне и закольцевом пространстве, при этом
оптимально решит проблемы потерь давления. Полученная методика, может быть полезна, для использования
студентами, специалистами буровых предприятий и НИИ, занятых технологией бурения скважин, а в частности
проектированием потерь давления в гидравлической программе промывки скважины.
Литература
1.
2.
3.
Буровой рынок вышел из кризиса// Официальный сайт РБКdaily [ www.rbcdaily.ru дата доступа 23.12.12 ]
Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении. – М.: Недра, 1987.
Маковей Н. Гидравлика бурения. Перевод с румынского. – М.: Недра, 1986. – 536 с.
Осипов П.Ф. Гидравлические и гидродинамические расчеты при бурении скважин: Учебное пособие /П.Ф.
Осипов.-Ухта: УГТУ, 2004. – 71 с.
К ВОПРОСУ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ОСЛОЖНЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ БОКОВЫХ СТВОЛОВ
НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
Ю.Р. Сараев
Научный руководитель главный геолог К.В. Антонов
Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа, Россия
В процессе эксплуатации нефтяного или газового месторождения дебит скважины со временем
уменьшается или прекращается вообще из-за выработки запасов, обводнения или ухудшения коллекторских
свойств пласта. В настоящее время в России по этим причинам простаивает большое количество скважин.
Эффективным методом восстановления бездействующих и повышения производительности малодебитных
скважин является бурение бокового ствола из вырезанного участка обсадной колонны.
Быстрой и безаварийной проводке скважин препятствуют осложнения в виде обвалов стенок скважины,
поглощения промывочной жидкости, газонефтеводопроявлений, которые приводят к существенным затратам
времени и средств на их ликвидацию. Поэтому прогнозирование и предупреждение возможных осложнений
является актуальным при бурении всех без исключения категорий скважин и боковых стволов.
Рассмотрение поставленной задачи производится на примере бурения скважин и боковых стволов в
Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, где в отдельных случаях осложнения носят крайне
экстремальный характер.
В геологическом строении Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции принимают участие
отложения палеозоя, мезозоя и кайнозоя. Фундаментом служат рифейские отложения. Литологически нижний
структурный этаж представлен кварцевыми песчаниками, красноцветными лагунно-континентальными
аргиллитами, алевролитами, сульфатно-карбонатной толщей лагунно-морского происхождения ордовикского
возраста, карбонатными и карбонатно-сульфатными породами силура и смешенной карбонатно-терригенной
толщей нижнего девона [1].
При бурении скважин осложнения в виде интенсивных обвалов стенок скважины наблюдаются в почве
тиманского горизонта (D3tm2), представленного известняком глинистым, скрытокристаллическим, трещиннокавернозным, который стратиграфически несогласно ложится на отложения силурийского возраста (S2). Верхняя
часть отложений силура представлена известняками, к почве доломитизированными, скрытокристаллическими,
слоистыми. Доломитом скрытокристаллическим, трещиноватым. В средней части наблюдается переслаивание
известняка и доломита с прослойками аргиллита. Известняк скрытокристаллический, органогенно-детритовый,
кавернозный. Доломит мелко-скрытокристаллический, пористый, участками трещиноватый, частично
выщелоченный. Нижняя часть сложена доломитом с прослоями известняка, редкими и тонкими прослоями
аргиллита. Доломит скрытокристаллический, неравномерно глинистый, трещиноватый, тонкопористыйкавернозный, редко окварцованный. Известняк мелко-скрытокристаллический, трещиноватый, массивный.
При вскрытии продуктивных пластов силурийской системы бурением с высокими фильтрационно-
СЕКЦИЯ 12. БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
243
емкостными свойствами и низким пластовым давлением, при незначительном превышении давления над
пластовым, скважина начинает поглощать, вплоть до полной потери циркуляции.
Предупредить каждое из этих осложнений в отдельности не представляет особых трудностей. Однако,
сложности возникают тогда, когда имеют место сразу два осложнения, действующие одновременно.
Так на рисунке 1 представлена кавернограмма по основному и боковому стволам скважины № 717.
Основной ствол пробурен долотом диаметром 215,9 мм на буровом растворе удельным весом 1,06-1,28 г/см3,
условной вязкостью 45-68 с, водоотдачей 5,0-8,0 см3/30 мин. Зенитный угол в рассматриваемом интервале – 1516○. Боковой ствол пробурен долотом диаметра 142,9 мм на малоглинистом полимерном ингибированном
растворе Буртех-С удельным весом 1,06-1,07 г/см3, условной вязкостью 37-39 с, водоотдачей 3,3-3,6 см3/30 мин.
Зенитный угол составляет 60-62○.
Из рисунка 1 следует, что на момент каротажа, при прочих сходных условиях (характеристиках),
состояние бокового ствола по величине образовавшейся каверны, существенно отличается от основного ствола,
что в частности также является предметом исследований.
На устойчивость стенок скважины, кроме реологических свойств бурового раствора, оказывают
влияние такие показатели, как зенитный угол, диаметр скважины, зазор между стенкой скважины и наружной
стенкой бурильного инструмента и др. Влияние этих факторов подтверждается проведенными расчетами.
В рассматриваемом примере бурение основного ствола скважины осуществлялась сравнительно быстро
и успешно. При бурении боковых стволов наклонно-направленных и горизонтальных скважин возникали
проблемы, требующие кардинального решения.
Так при бурении боковых стволов на одном из месторождений возникли осложнения следующего
характера. В ряде скважин после бурения по истечении определенного времени начинались обвалы стенок
скважины, что выражалось в посадках и затяжках бурового инструмента с последующим возрастанием
интенсивности обвалов. Время, затраченное на борьбу с осложнениями , доходило до 18 суток.
Рис.1. Кавернограммы интервала осложнений по основному (а) и боковому (б) стволу
скважины № 717
При бурении бокового ствола скважины № 717 появились посадки и затяжки, после проработки и
промывки этих интервалов наблюдались выходы на поверхность кусков горных пород (рис. 2). Их размеры
достигали 30-60х20-40х5-30 мм.
Для выноса шлама подобных размеров необходим большой зазор между стенкой скважины и
наружной стенкой бурильных труб, что свидетельствует о том, что колонна труб лежит на нижней
поверхности стенки скважины. Однако, главным в данном примере является то, что практически
подтверждается, что с течением времени начинается интенсивное разрушение горной породы интервала
осложнений.
Обвалы горных пород предупреждаются регулированием параметров бурового раствора:
увеличением удельного веса, снижением водоотдачи и др. На скважине № 717 для предупреждения обвалов
горных пород тиманского горизонта удельный вес бурового раствора был увеличен с 1,06 г/см3 до 1,12
г/см3. Но при дальнейшем бурении в продуктивных отложениях силурийской системы открылось
поглощение бурового раствора. Для ликвидации поглощения необходимо выровнять давления в скважине и
ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР
244
пласте. Давление в скважине регулируется уменьшением удельного веса бурового раствора, что в свою
очередь, ведет к обвалообразованиям в верхних интервалах разреза.
Пространственно-гипсометрическое положение объектов исследований прогнозируется в формате
объемной геологической модели залежи (месторождения, площади, участка).
Как показывают расчеты область решения данной проблемы лежит в геометрии ствола скважины и
бурильного инструмента, реологических свойствах бурового раствора и гидродинамике промывки
скважины.
Рис. 2. Фрагменты обвалившихся горных пород, вынесенных на поверхность при проработке
и промывке интервала осложнения в скважине № 717 (рис. 1 б)
Литература
1.
Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России/
Абдулмазитов Р.Д., Баймухаметов К.С., Викторин В.Д. и др. Издание в 2 т./под ред. В.Е. Гавуры. – М.:
ВНИИОЭНГ, 1996. – Т. 1. – 280 с.
КОМПЛЕКСНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА ГАЗОГЕНЕРАТОРНОЙ ПЕРФОРАЦИИ
СКВАЖИН НА **-СКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ. АЛГОРИТМ ПОДБОРА СКВАЖИНКАНДИДАТОВ
1
Р.Р. Сахибгареев
2
Научный руководитель доцент Ш.Х. Султанов
1
2
Филиал ОАО «ТНК-ВР Менеджмент», г. Тюмень, Россия
Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа, Россия
Перфорация является одной из существенных частей процесса заканчивания скважин, развитие и
разработка ее техники и технологии вызывались необходимостью повышения продуктивности скважин,
эффективности работ, техники безопасности и снижения стоимости. Гидромеханическая связь скважины с
пластом крайне важна при заканчивании скважины с обсаживанием. Характер этого сообщения, проходящего
через цемент и колонну, является критическим для заканчивания и характеристик скважины. Она должна
повысить продуктивность скважины путем создания чистых каналов через область пласта, загрязненную в
процессе бурения, за счет обеспечения создания однородных отверстий через колонну и цемент для жидкостей
гидравлического разрыва и проппантов и при создании более однородных отверстий для контроля выноса песка
и углеводородной продукции.
Значительным резервом улучшения качества и снижения себестоимости строительства и ремонта
скважин может служить повышение эффективности методов контроля за их техническим состоянием,
являющихся основными источниками информации для управления процессом сооружения и ремонта скважин.
Однако усложнение геолого-технических условий строительства и ремонта скважин вызывает необходимость
дальнейшего совершенствования методов контроля за их состоянием. Решению этой задачи в сочетании с
разработкой способов и устройств улучшения технологического состояния скважин, предварительного
моделирования вторичного вскрытия пласта и применения современной геофизической аппаратуры, а также
практической реализацией получаемых результатов посвящена настоящая работа [1].
В настоящее время существует широкий спектр высокотехнологичной геофизической аппаратуры и
программных продуктов моделирования внутрискважинных операций, предоставляемых сервисными