ДЗ опыт
ровые растворы
при строительстве поисковой
№1-П структуры
ск
Lisi Я LI
(Республика Таджикистан)
С.Н. ГОРОНОВИЧ,
д.т.н., заместитель директора по научной работе
Sgoronovich@vunipigaz.ru
Т.В. КОЖИНА,
старший научный сотрудник лаборатории бурения и промывочных жидкостей
А.Н. ОЛЕЙНИКОВ,
заведующий лабораторией бурения и промывочных жидкостей
ООО «ВолгоУралНИПИгаз»
В.И. СЕМЕНОВ,
начальник отдела бурения, геологоразведки и лицензирования
ЗАО «Газпром зарубежнефтегаз»
В статье рассматриваются типы буровых растворов при бурении скважины №1-П Шахринав. Поднимаются вопросы, связанные с нормированием плотности буровых растворов по совместимым интервалам бурения.
Статья содержит обоснование выбора ингибитора глинистых пород, затрагивает проблемы осложнений при бурении скважины №1-П Шахринав. Результаты работы могут быть использованы при строительстве скважин в сложных горно-геологических условиях.
DRILLING FLUIDS CONSTRUCTION EXPLORATION WELL № 1-P STRUCTURE SHAKHRINAV (REPUBLIC TAJIKISTAN)
S. GORONOVICH, T. KOZHINA, A. OLEINIKOV, Ltd. «VolgoUralNIPIgaz», V. SEMENOV, JSC «Gazprom zarube-zhneftegaz»
This article discusses the types of drilling fluids for drilling wells № 1-P Shakhrinav. The issues related to the valuation density drilling fluids for drilling intervals compatible. The article contains the rationale for the selection of the inhibitor of argillaceous rocks, raises issues of complications during drilling № 1-P Shakhrinav. The results can be used in the construction of wells in difficult geological conditions.
Keywords: borehole, a drilling fluid, drilling fluid density, drilling complication
Поисковая скважина №1-П Шахринав заложена в Республике Таджикистан на шарьяжной структуре, представленной аллохтоном и автохтоном терригенных отложений неогеновой - палеогеновой - меловой систем, разделенных карбонатно-хемогенными отложениями га-урдакской свиты. При этом углы залегания пластов в области аллохтона составили 20 - 25° , а автохтона - 1 - 9°.
Фактическая конструкция и типы буровых растворов скважины №1-П Шахринав по совместимым интервалам бурения под обсадные колонны приведены в табл. 1.
Переход на ингибитор устойчивости глин гликоль + СаSO4 обусловлен накоплением гипса в составе бурового раствора при бурении под эксплуатационную колонну до 0,430 г/л, что могло указывать на наличие тонких пропластков гипсов, которые не фиксировались по данным геофизических исследований скважины, но отмечались в химическом составе фильтрата.
Опережающее растворение тонких про-пластков гипсов обусловливало развитие
от кровли их залегания и катастрофические обвалы и осыпи глинистых пород. При этом содержание гипса в фильтрате бурового раствора постоянно восстанавливалось при пополнении расхода бурового раствора на углубление скважины - за счет его растворимости в зависимости от изменения температуры (табл. 2) [1].
При выборе ингибиторов глинистых пород основными критериями являлись:
а) до глубины 4263 м - превышение расчетного времени устойчивости пород при бурении совместимых интервалов бурения без поисковых требований к удельному сопротивлению бурового раствора при проведении ГИС (0,15 Ом/м);
б) ниже до проектной глубины - превышение расчетного времени устойчивости пород и удельное сопротивление бурового раствора для использования полного комплекса геофизических исследований при вскрытии отложений поиска (согласованное с геофизиками удельное сопротивление бурового раствора 1,8 Ом/м).
Проведенные исследования ингибирую-щей способности используемых буровых
каверн в стволе скважины вверх по стволу
Табл. 1. Типы буровых растворов при бурении скважины №1-П Шахринав
Интервал бурения,м Наименование колонны Диаметр колонн, мм Тип раствора Плотность, кг/м3 Ингибитор устойчивости глин
17 - 50 Удлиненное направление 530 Глинистый, нестабилизированный 1120 -
50 - 700 Кондуктор 426 Глинистый, стабилизированный, ингибированный 1210 KCl 40 - 45 г
700 - 2850 I Промежуточная колонна 324 1280 - 1360 KCl 40 - 45 г,
2850 - 4263 II Промежуточная колонна 244,5 Х 250,8 Глинистый, стабилизированный, соленасыщенный, ингибированный 1330 - 1670 NaCl -260 г/л + KCl 40 - 45 г, гликоль
4263 - 5522 Эксплуатационная колонна 177,8 Малоглинистый, стабилизирован- 1470 - 1630 гликоль + CaSO4
5260 - 6450 Колонна «Хвостовик» 114,3 ный, ингибированный 1640
Табл. 2. Влияние температуры на растворимость гипса в воде
Табл. 3. Расчет плотности бурового раствора при вскрытии галогенных солей на скважине №1-П Шахринав
Температура, 0С Содержание CaSO4, г/л
0 1,7
18 2,0
40 2,1
100 1,7
Глубина, м Горное давление, МПа Температура пласта, К Содержание галогенных пород, д.е. Содержание галита, д.е. Содержание сильвина, д.е. Плотность бурового раствора, кг/м3
3382 81,84 361,27 0,670 0,6 0,4 1597
Табл. 4. Осложнения при бурении скважины №1-П Шахринав
Интервал,м Вид осложнения Количество зон Толщина пластов по данным ГИС, м Коэффициент удельной приемистости, м3/с-МПа Скважность, д.е.
1600 - 3360 Осыпи и обвалы - - - -
2851 - 3178 Поглощение 8 1,6 - 77 0,00204 - 0,00205 0,00305 - 0,00950
3236 - 3292 2 5,8 - 74 0,0147 - 0,0533 0,00475 - 0,00470
Рапопроявления
Интервал, м Вид осложнения Количество зон Толщина пластов по данным ГИС, м Дебит, м3/с Скважность, д.е.
3445 - 3545 Рапопроявление 4 4 - 5 0,00033 - 0,00066 0,00362 - 0,00393
5525 - 5527 Водопроявление из трещинных аргиллитов 1 2 0,0000347 0,01
растворов и выполненные расчеты показали, что совместное использование гликоля и гипса обеспечивают устойчивость глинистых пород в течение 117 суток.
Нормирование плотности буровых растворов по совместимым интервалам бурения производилось по большему значению, полученному при расчете по пластовому давлению или углу залегания пластов.
Состояние глинистых пород в геологическом разрезе поисковой скважины №1-П Шахринав определяется I, II и III стадиями катагенеза, которые в температурном диапазоне их залегания при бурении под первую промежу-
точную колонну 324 мм не являются коллекторами [2]. Нормирование плотности бурового раствора для вскрытия терригенного комплекса было осуществлено по поро-вым давлениям глинистых пород. При этом было приня-то,чтопластовыедавленияколлекторов,контролирующих поровые давления глинистых пород, являются областью стока отжимаемых вод при уплотнении глин.
Величины пластовых (поровых давлений) определяются гидрогеологическими особенностями, как самого пласта-коллектора, так и состоянием его зоны питания и разгрузки. Однако наиболее точные и полные данные
Щ опыт
НПФ "ОРЕНБУРГГАЗГЕОФИЗИКА" Плошадь : Сярмяиыш Скважина : 1-191212
Поперечный профиль скважины
Масштаб 1 : 3.$ Дот и»и- 21В 00м** ■ '• !■'".-•- - :.:.■. : ■ ■ •
га™^ известняк
Сг
ч
Рис. 1. Поперечный профиль скважины (аргиллит, известняк)
обеспечивает обработка результатов ГИС с достижением точности определения пластовых (поровых) давлений до 4% [3].
В условиях шарьяжной структуры в интервале и больших диаметров скважины, представленной аллохтоном, определение пластовых и поровых давлений по данным ГИС является проблематичным, без привлечения данных станции геолого-технологического контроля.
Выполненный комплекс исследований и контроля при бурении терригенных отложений аллохтона позволил установить, что проектные значения плотности бурового раствора отвечали принятым значениям пластовых (по-ровых) давлений при бурении интервала 50 - 3360 м.
Нормирование плотности бурового раствора для вскрытия солей в проектных решениях исходило из условий интервала их залегания 3080 - 3570 м, в диапазоне температур от 100 0С до 115 0С и литологии - каменная соль, и при проектировании осуществлялось по СТО ОАО «Газпром», что определило необходимость использования плотности бурового раствора 1650 кг/м3. Для уточнения плотности бурового раствора в интервале залегания хемогенных отложений 3369 - 3384,5 м были проведены химико-аналитические исследования отобранного шлама при бурении и геофизические исследования для определения термобарических условий залегания галогенных солей и их плотности.
Выполненные исследования позволили установить, что галогенные соли в основном представлены сильвинитом с большим содержанием вмещенных пород различной литологии (глинистые породы, сульфаты).
Полученные данные по петрографическому составу хемогенных отложений позволили установить, что необходимая плотность бурового раствора должна составлять не выше 1600 кг/м3 (табл. 3) [4].
Отмеченные осложнения при бурении скважины определялись следующими видами (табл. 4).
Осложнение ствола скважины при бурении под первую промежуточную колонну 324 мм было обусловлено как наличием тонких пропластков гипсов, так и постановкой скважины на консервацию при вскрытых терригенных отложениях без перекрытия их обсадной колонной по организационным причинам.
При этом общее время открытых терригенных отложений значительно превысило расчетное время обеспечения устойчивости глинистых пород при выбранном способе ингибирования. С целью гидроочистки ствола скважины были использованы прокачки сверхтяжелых,
НПФ "ОРЕНБУРГГАЗГЕОФИЗИКА"
Скважина : 1-191212
Поперечный профиль скважины
икитое 1:2.5 Дот-21бШ*м Ч . :- - . :1 :.'.'и : •• йтл. V- •••• .4 1.1
~ тЩЗйц ¡5 ДОЛОМИТ КЗ 212.ВЗиы М 1$4 Э5ии
(
, \ \ \ }
У
Рис. 2. Поперечный профиль скважины (доломит)
как не стабилизированных, так и стабилизированных технологических жидкостей плотностью 2550 - 2750 кг/м3 в объеме от 12 до 18 м3, что обеспечивало вынос обвального шлама до 4,5 м3 и позволяло осуществлять нормальное углубление скважины в течение 10 - 12 суток.
Поглощения буровых растворов с коэффициентами удельной приемистости 0,0147 - 0,0533 м3/с-МПа зон были ликвидированы установкой объемов до 30 - 40 м3 бурового раствора с наполнителем на равновесие при растекаемости по конусу 18 - 20 см, остановкой скважины в покое и ее долива через 2 часа стоянки.
Поглощения буровых растворов с коэффициентами удельной приемистости 0,0147 - 0,0533 м3/с МПа были ликвидированы по технологии изоляции зон, с коэффициентами у
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.