3.2. ТИПЫ КОНСТРУКЦИЙ СКВАЖИН, ПРИМЕНЯЕМЫХ В НЕКОТОРЫХ РЕГИОНАХ

3.2.1. СЕВЕРНЫЙ КАВКАЗ

Геологические условия бурения и конструкции скважин в регионе многообразны, поэтому целесообразно подробно рас­ смотреть данные по Краснодарскому краю, Ставрополью, Чеч­ не, Ингушетии и Дагестану.

Краснодарский край. Наиболее сложны по геолого-техни­ ческим условиям площади, расположенные в Западно-Кубанс­ ком прогибе и на Таманском полуострове.

В первом районе высоконапорные проницаемые горизонты и перемятые глинистые толщи являются причиной значитель­ ных по материальным затратам и разнообразных по характеру осложнений. Наиболее характерны из них следующие:

поглощения бурового раствора в отложениях киммерия, понта и меотиса (интервал 0-1750 м);

газопроявления в интервале 1800-2350 м при прохождении пород сармата, карагана, чокрака, имеющих низкую проница­ емость и аномально высокие пластовые давления (35-41 МПа). В случае снижения плотности бурового раствора в процессе бу­ рения ниже 2,20-2,12 г/см8 начинается интенсивное разжи­ жение бурового раствора и обрушение стенок скважины с обра­ зованием пробок, что вызывает прихваты бурильных колонн и Длительные осложнения ствола скважин;

сужения, осыпи, обвалы майкопских глин в интервале буре­ ния 2350-4300 м. Для удержания стенок скважины в устойчи­ вом состоянии требуется применять буровой раствор плотнос­ тью не менее 2,10 г/см 8, однако это способствует гидроразрыву Пластов и поглощению бурового раствора;

наличие взаимоисключающих по характеру осложнений, что требует не только очень точного поддержания параметра бурового раствора в заданных пределах (например, не допуска­ ется колебание плотности больше, чем на 0,05-0,10 г/см8), но и выработки вполне определенной технологии спускоподъемных °пераций, восстановления циркуляции и промывки скважины, Дегазации и утяжеления бурового раствора;

склонность стволов скважин к искривлению вследствие зна­ чительных углов падения пород и частого чередования их по Прочности.

Разнообразные осложнения при бурении скважин в районе Таманского полуострова вызваны в первую очередь сложностью

тектоники района, наличием АВПД в горизонтах, расположен­ ных близко к дневной поверхности, и большой мощностью (до 2700 м) перемятых пластичных майкопских глин. К наиболее характерным осложнениям здесь относятся:

газонефтепроявления и внезапные газонефтяные выбросы из отложений от понта до чокрака;

поглощения бурового раствора; сужения, осыпи, обвалы ствола и поглощения при бурении

глинистой толщи майкопской серии, для сохранения устойчи­ вости которой в отдельных случаях плотность бурового раствора необходимо доводить до 2,25-2,30 г/см3; на ряде площадей на­ блюдается интенсивное разгазирование глинистого раствора в результате наличия в майкопской толще высоконапорных пес­ чаных пропластков с низкой проницаемостью.

К отдельной группе площадей с характерными геолого­ техническими условиями бурения в предгорной части ЗападноКубанского прогиба относится Левкинская площадь, перспек­ тивная с точки зрения нефтегазоносности кумской свиты с глу­ бинами залегания продуктивных горизонтов в пределах 47505000 м. Здесь при бурении в миоценовых отложениях наблю­ даются поглощения глинистого раствора плотностью свыше 1,24 г/см3 с последующими газопроявлениями.

Особенно сложными являются условия вскрытия белоглин- ско-кумских отложений, где с целью предотвращения нефтегазопроявления и поглощений плотность бурового раствора необ­ ходимо поддерживать в пределах 1,86-1,96 г/см 3.

Для большинства рассматриваемых районов характерно ин­ тенсивное желобообразование не только в искривленных, но и в близких к вертикальным скважинах.

Сложность предупреждения перечисленных осложнений усугубляется высокими температурами горных пород, затруд­ няющими эффективное регулирование параметров бурово­ го раствора. На глубинах 4000 м температура достигает 140160 °С, а на 6000 м - 200 - 210 вС. В скв. 2 Медведовская изме­ ренная температура на глубине 6320 м составила 224 °С. Это требует сложной, многокомпонентной химической обработки буровых растворов.

В районах глубокого бурения, приуроченных к ВосточноКубанскому прогибу, осложнения менее разнообразны, однако также требуется весьма сложная технология для их преду­ преждения.

Характерными здесь являются следующие осложнения: поглощения бурового раствора в плиоценовых, миоценовых,

эоцен-палеоценовых отложениях;

интенсивное кавернообразование в известняках верхнемело­ вых отложений, а также в пестроцветной толще юры, часто приводящее к увеличению в 2-3 раза сечения ствола скважин по сравнению с номинальным;

желобообразования, приуроченные к миоцен-олигоценовым отложениям;

физико-химические изменения бурового раствора при буре­ нии в галогенной толще, представленной на ряде площадей мощными отложениями поваренной соли. В солевых отложени­ ях, залегающих ниже 3500 м, наблюдаются сужения ствола скважины, прихваты и смятия обсадных колонн, вызванные пластическим течением солей, а также поступление высокоми­ нерализованной воды (рапы).

Перечисленные осложнения усугубляются высокими плас­ товыми давлениями и температурами горных пород. Например, на Лабинской площади статическая температура на глубине 6000 м составляет 190 °С.

В отложениях до солевых пород значения пластовых давле­ ний превышают гидростатические только на 1,0-1,5 МПа. В солях верхней юры превышение пластового давления над гид­ ростатическим оценивается в 2 раза, в остальной части разреза до глубины 6000 м - в 1,6 раза.

Представленная краткая геолого-техническая характерис­ тика условий бурения на Кубани позволяет заключить, что воз­ можность возникновения различных осложнений в процессе бурения и крепления скважин выдвигает определенные требо­ вания к проектированию их конструкций, особенно для глубо­ ких скважин.

В основу нового типа конструкций скважин было положено применение эксплуатационной колонны диаметром 140 мм. В этом случае в качестве последней промежуточной колонны принят хвостовик диаметром 194 мм и бурение ниже хвостовика осуществляется долотами диаметром 161 мм (рис. 3.4).

Таким образом, наряду с конструкциями скважин, в кото­ рых используется 168-мм хвостовик (часто в качестве резерв­ ной промежуточной колонны), применяемых для глубин буре­ ния до 3000-3500 м, начато успешное внедрение конструк­ ций скважин с хвостовиком диаметром 194 мм. Это позволило успешно осуществить проводку глубоких скважин (до 50006000 м и более) с применением трех промежуточных обсадных колонн без увеличения начального диаметра скважины. По­ следнее было достигнуто за счет освоения спуска обсадных ко­ лонн диаметром 194, 219, 245 и 299 мм с относительно малыми зазорами.

Условия бурения на нефть и газ в Ставрополье осложнены аномально высоким тепловым режимом земных недр. Бурение глубоких скважин в большинстве случаев осуществляется при температурах 150-160 °С, что предъявляет высокие требования к регулированию свойств буровых растворов, изысканию спе­ циальных материалов для разобщения пластов, совершенство­ ванию технологических процессов бурения, крепления, испы­ тания и эксплуатации скважин. В ряде районов южной части Ставропольского поднятия на глубинах 1500-1600 м темпера­ тура забоя достигает 100 °С и выше. Максимальная температура (181 °С) была зафиксирована в скв. 13 Журавской площади на глубине 3940 м в юрских отложениях. Характеристика изотерм по различным стратиграфическим комплексам показывает уве­ личение температуры в южном направлении от Ставропольско­ го поднятия. Снижение температуры, сначала постепенное, а затем более значительное, наблюдается к северу от широты г. Прикумска.

При бурении скважин на площадях Ставрополья встречают­ ся следующие осложнения: обвалы и осыпи горных пород, при­ водящие к образованию каверн, уступов и пробок в стволе; пла­ стовые проявления, вызывающие в ряде случаев смятия обсад­ ных колонн, грифонообразование, поглощения буровых и там­ понажных растворов; искривление скважин и связанное с ним образование желобов.

Пластовые проявления на Ставрополье характеризуются в основном разгазированием бурового раствора и поступлением в ствол скважины сильноминерализованных высоконапорных пластовых вод.

Газо- и особенно водопроявления, имеющие широкое распро­ странение, преобладают в южной и юго-восточной частях Став­ ропольского края и являются следствием АВПД горизонтов при недостаточной геологической изученности района. В случае не­ возможности ликвидировать водопроявление утяжелением рас­ твора проявляющие пласты перекрывают обсадной колонной.

Одноколонную конструкцию имеют эксплуатационные скважины на нефть и газ, кроме скважин газоконденсатного месторождения Русский Хутор (где используют двухколонные конструкции), и разведочные скважины на нефть глубиной до 3800 м, расположенные в Прикумской зоне поднятий.

Двухколонная конструкция принята в разведочных скважинах большинства площадей Ставрополья с проектной глубиной 2500—3600 м и глубиной до 4000 м в районе Прикумской зоны поднятий. Эти конструкции состоят из кондукторов диаметром 426-^299 мм и длиной 250—500 м; 245—219-мм промежуточных

колонн, спускаемых до глубины 1100-3000 м, и 146-140-мм эксплуатационных колонн.

Для газовых разведочных скважин глубиной 2000-3000 м и отдельных площадей Ставропольского сводового поднятия ис­ пользовали трехколонные конструкции скважин.

Аналогичную конструкцию имеют разведочные скважины с проектной глубиной 4000-4500 м, причем максимальная глу­ бина спуска промежуточных колонн увеличилась до 3307 м для обсадных колонн диаметром 299 мм и до 4236 м —для колонн диаметром 219 мм.

Начавшееся освоение глубин свыше 4500 м привело к необ­ ходимости применения еще более сложных четырех- и пятико­ лонных конструкций скважин.

На рис. 3.5 и 3.6 приведены типовые конструкции глубоких скважин Ставропольского края.

Чечня и Ингушетия. Вскрытый разрез структур региона представлен отложениями от четвертичных до мезозойских (юрских) включительно. Продуктивными горизонтами являют­ ся карагано-чокракские, нижнемайкопские, верхне- и нижне­ меловые, юрские. Пластовые давления в мезозойских отложе­ ниях в западной и восточной частях региона различны и состав­ ляют соответственно 36 и 60 МПа.

Условия сооружения скважин на подавляющем большинстве разведочных и эксплуатационных площадей чрезвычайно сложны. Основные виды осложнений следующие: вследствие больших углов залегания и частого чередования пород по кре­ пости в карагано-чокракских отложениях ствол скважины име­ ет тенденцию к интенсивному искривлению; в отложениях нижнего Майкопа и фораминиферовых слоях постоянны погло­ щения промывочной жидкости, что обусловлено разностью пластовых давлений между карагано-чокракскими песчаника­ ми и отложениями Майкопа, между отложениями Майкопа и верхнего мела, а также между отдельными свитами нижнего мела. Все это предопределяет применение многоколонной кон­ струкции скважин.

Крепление майкопских отложений сопряжено с опасностью обвалов, осыпей пород и прихватов колонн вследствие неустой­ чивости глинистой толщи. Для песчаников нижнего Майкопа характерны АВПД.

Рис. 3.5. Типовые конструкции скважин на юго-востоке Ставрополья:

1,11 - тип конструкций при проектной глубине скважины соответственно до 4500 м и свыше 4500 м; а - водопроявления (дебит 100-200 м^/сут) при рт >

Рвл >Ргвдр m 3МПа;д - затяжки и прихваты бурильного инструмента; е - нефтепроявления при рт > рГилр на 3-4 МПа, в интервале 4250-4700 м водонапор­ ный пласт с пластовым давлением 72,0 МПа; ж - засолонение бурового раство­ ра; з - нефтегазопроявления

Рис. 3.6. Фактические конструкции глубоких скважин в Ставропольском крае:

а - скв. 4 Советская; б - скв. 2 Степновская; в - скв. 2 Курская

Фораминиферовые отложения во многих случаях вскрыва­ ются вместе с майкопскими с использованием буровых раство­ ров, что является причиной гидравлического разрыва пластов и последующего поглощения промывочной жидкости.

Меловые отложения характеризуются меньшими пластовы­ ми давлениями, чем майкопские, но вследствие трещиноватос­ ти меловых пород происходят интенсивные поглощения буро­ вого и тампонажного растворов.

Рис. 3.8. Проектная (а) ифактическая (б) конструкции скв. 47 Заманкул

скважины вместо хвостовика диаметром 194 мм. Дальнейшее углубление скважины было прекращено вследствие смятия промежуточной колонны в интервале залегания майкопских отложений.

Определяющими факторами при выборе конструкций оста­ вались применение хвостовиков, уменьшение зазоров между стволом скважины и обсадными трубами, применение безмуфтовых резьбовых колонн (табл. 3.4).

В Чечне и Ингушетии имеется опыт применения сменных колонн. Сменные колонны обеспечивают многократную замену и безаварийную работу, хотя их длина ограничена длиной пре­ дыдущей колонны, необходимыми зазорами и высотой подъема цементного раствора. Их длины пока еще невелики; в скв. 47 Заманкул 1003 м, скв. 49 Хаян-Корт 1139 м, скв. 4 Аксай 1573 м и скв. 906 Малгобек 956 м.

Широко применяют спуск безмуфтовых колонн на сварных и

Таблица 3.4

Максимальные глубины спуска обсадных колонн и достигнутые выходы их в открытый ствол в скважинах Чечни и Ингушетии

резьбовых соединениях. На сварных соединениях спускают трубы из сталей групп прочности Д, К, N-80 и марки 20ХГ2Б. Колонны труб из высоколегированных сталей групп прочности Е, Л, М, Р-110 спускают на безмуфтовых резьбовых соедине­ ниях.

Вконструкциях скважин применяют 114-мм обсадные тру­ бы для перекрытия продуктивной толщи верхнего и нижнего мела. В некоторых случаях эти отложения перекрывают 89-мм трубами, спускаемыми в качестве хвостовиков или комбиниро­ ванных эксплуатационных колонн.

Наибольшее распространение получили следующие два типа конструкций скважин: 426х299х219х168„х114/146х168 и 426x324x273x219xl68XB114/146xl68 мм. В конструкциях скважин, особенно глубоких, широко используют импортные и отечественные трубы диаметром 178,194 и 340 мм.

Вкачестве примера конструкции глубоких и сверхглубоких скважин региона можно привести скв. 1005 Старогрозненской

площади.

Дагестан. По геологическому строению территория Дагес­ тана подразделяется на две зоны: северную - равнинную и ю ж ­ ную - предгорную и горную, осложненную размывами и текто­ ническими нарушениями.

В первом районе в строении площадей принимает участие комплекс пород от третичных до мезозойских (юрских) вклю­ чительно. Бурение скважин здесь осуществляют с использова­ нием буровых растворов плотностью 1,26-1,32 г/см3. Продук­ тивными являются отложения нижнего мела и юры. Пластовые температуры на глубине 4700 м достигают 200 °С.

При бурении скважин на площадях Северного Дагестана ос­ ложнений не наблюдается.

Месторождения Южного Дагестана отличаются сложностью геологического строения, а также аномально высокими забой­ ными температурами и пластовыми давлениями. Углы наклона пластов вблизи свода структур достигают 60°.

Горизонты со сверхвысокими давлениями вскрыты на мес­ торождениях Ачи-су, Избербаш, Махачкала, Исти-су. На глу­ бинах 1800-2800 м имеются пласты, в которых давление до­ стигает 40-60 МПа. Продуктивная толща верхнего мела пред­ ставлена трещиноватыми кавернозными известняками с плас­ товым давлением до 80 МПа. Эта часть разреза характеризуется катастрофическими поглощениями промывочной жидкости (площади Избербаш, Ачи-су, Исти-су).

Майкопские отложения сложены неустойчивыми, склонны­ ми к обвалообразованию глинами. Коэффициент аномальности пластов достигает 1,8-2,0, поэтому при разбуривании пород Майкопа используют утяжеленный буровой раствор плотностью 2,0-2,25 г/см3.

Конструкции скважин на нефтяных и газовых месторожде­ ниях Дагестана различны. Для северной группы площадей црименяют двухколонную конструкцию, для южной - много­ колонную (рис. 3.9, 3.10). Наибольший выход из-под колонны диаметром 299 мм достигнут в скв. 16 Солончаковая и составля­ ет 2751 м.

Наиболее глубокая из пробуренных - параметрическая скв. 1 Кочубеевская (см. рис. 3.9). Проходка ее до глубины 4000 м велась без затруднений, дальнейшее же углубление заметно осложнилось. На конечной глубине зарегистрирована темпера­ тура 202 °С. Основные трудности при креплении заключаются в частичном поглощении тампонажного раствора, приводящем к его неподъему до проектных отметок. Поэтому ниже башмака кондуктора остается часть эксплуатационной колонны длиной 400-1200 м, не закрепленная цементным камнем. Такое поло-

3000 м вскрываются отложения от четвертичных до юрских включительно.

Коллекторы характеризуются высокой пористостью, прони­ цаемостью и большой эффективной мощностью, что позволяет получить высокие рабочие дебиты скважин. Значения пласто­ вых давлений соответствуют гидростатическим.

На всех площадях верхняя часть разреза (приблизительно до глубины 200-400 м) сложена рыхлыми породами, склонными к поглощениям и обвалам. Этот интервал перекрывает кондук­ тор. Глубина его спуска определяется также видом скважины (вертикальная или наклонная) и составляет 200-500 м.

Газовые месторождения Тюменского Заполярья по своему литологическому разрезу отличаются от разрезов месторожде­ ний Среднего Приобья наличием мощных толщ многолетне­ мерзлых пород. Многолетняя мерзлота распространяется на четвертичные, олигоценовые и эоценовые отложения, а в край­ ней северной части месторождения Медвежье - и на верхнюю часть палеоцена. В составе мерзлой толщи преобладает лед, со­ ставляющий з некоторых случаях более половины разреза тол­ щи.

Газоносные горизонты приурочены к отложениям сеноманс­ кого яруса верхнемеловых отложений. Сеноманский горизонт - мощный газовый горизонт, обеспечивающий суточный дебит скважин 2-9 Млн. м3 газа и более. Пластовые давления соответ­ ствуют гидростатическим, температуры достигают 80-100 °С.

В интервалах, сложенных многолетнемерзлыми породами, в результате воздействия на них положительных температур и растепление песчаных отложений, сцементированных льдом, наблюдают интенсивное кавернообразование. Наиболее неус­ тойчивы породы четвертичного возраста, в интервале залегания которых (0-200 м) фактический объем ствола при существую­ щей конструкции скважин и технологии бурения может пре­ восходить номинальный в 3 раза и более.

МноголетЗемерзлые породы значительно снижают качество цементировэЗия скважин и надежность крепления их в целом вследствие Малого вытеснения бурового раствора тампонажным из-за наличДО больших каверн. В процессе эксплуатации в ре­ зультате просева околоствольной зоны возможно обрушение мерзлых порСд, образование приустьевых кратеров и проседа­ ние устья скМжин.

Геологический разрез месторождений характеризуется также налиЗДем зон, склонных к интенсивным поглощениям при противодавлениях, незначительно превышающих гидро­ статические/

Хабаровского и Красноярского краев, Кодеи, Якутии и Бурятии. Она занимает 10 млн. км2, т.е. более 50 % всей площади страны.

В районах многолетней мерзлоты находятся запасы природ­ ных газов и нефти. Считалось, что распространение многолет­ немерзлых грунтов ограничивается глубиной 600-700 м, одна­ ко результаты бурения и исследование теплового режима Мархинской скважины, расположенной в северо-западной части Якутии, доказали существование многолетнемерзлых пород на глубине около 1400 м (в этой скважине на глубине 1800 м плас­ товая температура составила +3,8 °С, в интервале глубин 2501400 м минимальное значение отрицательной температуры - 3°С).

Разведочное бурение в районах вечной мерзлоты ведется давно и уже накоплен достаточно большой опыт. Наиболее рас­ пространенной для разведочных и эксплуатационных скважин является конструкция, приведенная на рис. 3.11, а.

Такая конструкция удовлетворяет требованиям, предъявля­ емым к разведочным скважинам, поскольку обеспечивает до­ статочную герметичность крепления ствола на период бурения и опробования. Однако она неприемлема для эксплуатационных скважин, рассчитанных на длительную эксплуатацию.

До настоящего времени ни одна из скважин, пробуренных в районах вечной мерзлоты, не эксплуатировалась с достаточным отбором газа в течение длительного времени (1-2 года и более). Вместе с тем известно, что при длительной эксплуатации будет происходить постепенное прогревание мерзлых пород, приле­ гающих к стволу.

На рис. 3.11, г показано возможное распределение темпера­ туры вдоль ствола скважины после окончания бурения (кривая 1) и распределение температуры газа по стволу работающей скважины в зависимости от времени работы (кривые 2 и 3). Из их сопоставления видно, что наиболее высокая темепература мерзлых пород и относительно высокая температура газа на­ блюдается у нижней границы зоны вечной мерзлоты. Поэтому процесс таяния мерзлого грунта начинается снизу и будет по­ степенно распространяться к верхней границе мерзлоты. Когда этот процесс достигает такой высоты, на которой прочность сцепления нерастаявшего участка с цементным камнем и силы трения в разрыхленных оттаявших породах окажутся неспо­ собными противостоять весу труб кондуктора, натяжению экс­ плуатационной колонны и весу фонтанных труб, произойдет укорочение колонны и устье скважины вместе с фонтанной ар­ матурой опустится. Величину такого перемещения можно рас­ считать следующим образом. Зацементированная эксплуатаци­

X

О М п

Рис. 3.11. Конструкция скважины в многолетнемерзлых породах (а), распре­ деление напряжений в зацементированной эксплуатационной колонне (б), в эксплуатационной колонне после растепления мерзлых пород (в) и распреде­ ление температуры по стволу скважины (г)

онная колонна обычно растягивается усилием, примерно рав­ ным ее весу (см. рис. 3.11, б). Удлинение колонны от устья до нижней границы вечной мерзлоты AZPопределяется по извест­ ной формуле

гдеЕ - модуль упругости материала обсадных труб; L - длина колонны; I - толщина слоя вечной мерзлоты; рст - плотность стали.

При нарушении сцепления цементного камня за кондукто­ ром с окружающими породами этот же участок эксплуатацион­

ной колонны окажется сжатым (рис. 3.11, в) под воздействием собственного веса, веса кондуктора, фонтанных труб и обвязки устья на величину

где Р - вес кондуктора, фонтанной арматуры и фонтанных труб; F - площадь поперечного сечения обсадных труб.

При этом для упрощения расчета потерю веса цементного камня вокруг кондуктора и труб в жидкости, а также трение последних о стенки скважины не учитывают.

Суммарная осадка устья скважины

Подставив выражения (3.16) и (3.17) в уравнение (3.18), по­ сле упрощений получим

Расчеты по формуле (3.19) показывают, что амплитуда осе­ вого смещения устья скважины может достигать 0,5 м и более в зависимости от мощности слоя вечной мерзлоты, веса кондук­ тора и длины незацементированной части колонны. В результа­ те возможно нарушение прямолинейности колонны и герме­ тичности ее резьбовых соединений. Поэтому одним из основных требований, предъявляемых к конструкциям скважин в усло­ виях большой мощности мерзлых пород, является крепление их кондуктором, спускаемым на 100-150 м ниже уровня веч­ ной мерзлоты, с упором его о забой и цементированием до устья скважины цементным раствором специально подобранного со­ става. Бурение под кондуктор должно продолжаться до пород, подстилающих Мерзлые, связанных минеральным цементом, плотных и устойчивых при оттаивании.

За эксплуатационной (или промежуточной) колонной це­ ментной раствор Цоднимается на 100-150 м выше башмака кон­ дуктора, а кольцевое пространство между кондуктором и этими колоннами должно быть заполнено до устья скважины незамер­ зающим теплоиаолятором, например мазутом, обладающим низким коэффициентом теплопроводности. Теплоизолятор вы­ полняет тройную функцию: предотвращает интенсивный теп­ лообмен между Рабочим агентом (нефть, газ) и стенками сква­ жины (мерзлымц породами), а также снижает потерю теплоты газом и тем самым уменьшает вероятность образования гидра­