CC BY
22ГАЗОПРОЯВЛЕНИЯ ПРИ КРЕПЛЕНИИ ГЛУБОКИХ РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН В ОСЛОЖНЕННЫХ ГОРНОГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ
УДК 622.245
Р.А. Гасумов, д.т.н., проф., АО «СевКавНИПИгаз» (Ставрополь, РФ), [email protected] В.И. Нифантов, д.т.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, РФ), [email protected]
B.П. Мочалов, д.т.н., проф., Северо-Кавказский федеральный университет (Ставрополь, РФ),
C.Н. Овчаров, д.т.н., проф., Северо-Кавказский федеральный университет, [email protected] А.-Г.Г. Керимов, д.т.н., Северо-Кавказский федеральный университет, [email protected]
А.Я. Третьяк, д.т.н., проф., Южно-Российский государственный политехнический университет (НПИ) имени М.И. Платова (Новочеркасск, РФ), [email protected]
При строительстве скважины особое значение имеет создание надежной крепи, являющейся ее основной функциональной частью и состоящей из обсадных труб и цементной оболочки. Проблема повышения качества крепления скважин, зависящего от многих природных и технико-технологических факторов, постоянно усложняется по мере перехода на большие глубины, особенно если ствол скважины вскрывает разрез со сложными горно-геологическими характеристиками и возникает необходимость крепления зон с АВПД в условиях высоких температур. В процессе вскрытия газонефтеводонасыщенных коллекторов трещинного типа часто возникают осложнения, связанные с поступлением газа в ствол скважины.
В статье рассмотрены результаты исследования и изучения причин газопроявлений при креплении глубоких разведочных скважин в осложненных горно-геологических условиях. Выявлены причины поршневания газа вверх из нижнего газоносного пласта при разбуривании башмака потайной колонны, спровоцированного высоким гидростатическим давлением бурового раствора. Изложены результаты промысловых работ - попыток ликвидации газопроявлений посредством ступенчатого увеличения плотности бурового раствора до максимального значения и изменения схемы промывок. Рассмотрены возможность оценки предотвращения выхода газа через цементный камень за потайной колонной с использованием расчетного метода на примере конкретной глубокой скважины, а также распределения давлений и возможных газопроявлений за обсадной колонной. Приведен уточненный механизм расчета предельного давления в скважине, позволяющий сделать выводы и разработать предложения по технологическим параметрам процесса бурения, направленные на предотвращение газопроявлений при креплении скважин.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: СКВАЖИНА, БУРЕНИЕ, АНОМАЛЬНО ВЫСОКОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ, БУРОВОЙ РАСТВОР, ПЛАСТОВЫЙ ФЛЮИД, ПОТАЙНАЯ КОЛОННА, ЦЕМЕНТНЫЙ КАМЕНЬ, ГАЗОПРОЯВЛЕНИЕ.
При бурении глубоких разведочных скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений (АВПД) в процессе вскрытия газонефтеводонасыщенных коллекторов трещинного типа часто возникают осложнения, связанные с поступлением газа в ствол скважины. Причинами этого могут быть превышение пластового давления над забойным, гравитационное замещение пластового флюида тяжелым бу-
ровым раствором, поршневания при подъеме бурильной колонны. В условиях вскрытия коллектора с высокой межгранулярной пористостью, кавернами повышенной раскрытости и трещинами при переутяжелении бурового раствора газ может проникать в пласт и за -мещать пластовый флюид [1, 2].
При вскрытии газоносных пластов в процессе бурения скважин, обсаженных потайными колоннами, из-под башмака часто проис-
ходит разгазирование бурового раствора и не всегда получается устранить газопроявления путем повышения плотности бурового раствора. Теоретически механизм возникновения этого явления можно объяснить переносом вверх пластового давления по за -колонному пространству потайной колонны при условии ее некачественного цементирования.
Причиной поступления газа из кольцевого пространства за
Gasumov R.A., Doctor of Sciences (Engineering), Professor, SevKavNIPIgaz JSC (Stavropol, Russian
Federation), [email protected]
Nifantov V.I., Doctor of Sciences (Engineering), Gazprom VNIIGAZ LLC (Moscow, Russian Federation),
Mochalov V.P., Doctor of Sciences (Engineering), Professor, North-Caucasus Federal University (Stavropol, Russian Federation), [email protected]
Ovcharov S.N., Doctor of Sciences (Engineering), Professor, North-Caucasus Federal University,
Kerimov A.-G.G., Doctor of Sciences (Engineering), North-Caucasus Federal University, [email protected] Tretyak A.Ya., Doctor of Sciences (Engineering), Professor, Platov South-Russian State Polytechnic University (NPI) (Novocherkassk, Russian Federation), [email protected]
Gas manifestations during stabilization of deep wells in the complicated mining and geological conditions
Creation of a reliable support as a main functional part of a well, consisting of casing pipes and cement sheath, is of particular importance during well construction. The problem of improving the quality of wells stabilization which depends on many natural, technical and technological factors is constantly becoming more complex as it moves to greater depths. If the wellbore enters a geological section with complex mining and geological characteristics, it becomes necessary to stabilize the zones with abnormally high formation pressures under high temperatures. The complications, caused by gas flow into the wellbore, often occur in the process of drilling-in the gas-oil-water-saturated reservoirs of a cracked type.
The article considers the results of research of gas manifestations causes during the stabilization of deep exploratory wells in complicated mining and geological conditions. The study reveals the reasons for the gas surge upward from the lower gas-bearing formation when drilling out the casing shoe of a tail pipe that is provoked by the high hydrostatic pressure of the drilling mud.
The results of field work, the attempts to eliminate gas manifestations by means of a stepwise increase in mud density to a maximum value and a change in the flushing scheme, are described. The possibility of estimating the prevention of gas escape through the hydrated cement behind a tail pipe using the calculation method for the example of a specific deep well, as well as the distribution of pressures and possible gas manifestations behind the casing string are considered. A refined mechanism for calculating the limiting pressure in the well is given which makes it possible to draw conclusions and develop proposals on the technological parameters of the drilling process aimed at preventing gas manifestations during stabilization of wells.
KEYWORDS: WELL, DRILLING, ABNORMALLY HIGH RESERVOIR PRESSURE, DRILLING MUD, FORMATION FLUID, TAIL PIPE, HYDRATED CEMENT, GAS SHOW.
Таблица 1. Измеренные значения давлений и температуры бурового раствора по стволу скважины
Table 1. Measured values of pressures and temperature of drilling mud along the wellbore
Глубина, м Гидростатическое давление, МПа
Depth, m Hydrostatic pressure, MPa
0 0,10
3507 74,50
4510 94,59
5402* 113,56
потайной колонной также может быть неравномерное распределение давления, создаваемого буровым раствором по стволу скважины, что обусловлено конструкцией скважины [3]. По данным замера глубинным манометром распределение давления бурового раствора по стволу скважины неравномерно и увязывается с конструкцией скважины (табл. 1). В результате распределения пластового давления непосредственно над «головой» потайной колонны наблюдается резкое уменьшение эквивалентной плотности бурового раствора, что возможно только при поступлении газа (рис. 1). В данном случае буровой раствор неподвижен во время замеров давления, поэтому такое совпадение можно объяснить только
* Пластовая температура составляет 197 °С. The reservoir temperature is 197 °C.
негерметичностью цементного камня за потайной колонной.
Состояние контакта цементного камня с колонной и породой изменяется вдоль интервала крепления. Результаты акустического каротажа цементирования (АКЦ) по многим глубоким скважинам
показали, что в нижней части колонны качество цементирования существенно лучше, чем в верхней, где контакт цементного камня с металлом и породой плохой или отсутствует (рис. 2). Если в верхней части заколонного пространства расположен газо-
d S
LTÏ CS|
LT3 LO
^ LTJ
К СМ
4526 5033
5617
1000 -
2000 -
3000
3507
4000
4510
5000 -1
5402 5617
1950 200 2500 2100 2150 2200 Эквивалентная плотность бурового раствора, кг/м3 Equivalent mud weight, kg/m3
Рис. 1. Изменение эквивалентной плотности бурового раствора по стволу скважины Fig. 1. Variation in equivalent mud weight along the wellbore
вый пласт, который разгазировал цементный раствор, это может послужить причиной образования газопроводящего канала.
Установлено, что после раз-буривания башмака потайной колонны высокое гидростатическое давление бурового раствора способно спровоцировать порш-невание газа вверх из нижнего газоносного пласта.
Попытки ликвидировать газопроявление такого характера посредством ступенчатого увеличения плотности бурового раствора до максимального значения, изменения схемы промывок и ввода кольматирующих наполнителей не всегда дают положительные результаты и не позволяют увеличить продолжительность безопасного отстоя скважины. В большинстве случаев газопроявления удается ликвидировать при высокой плотности бурового раствора путем образования баритовой пробки и установки герметичного цементного моста.
Рассмотрим возможность оценки предотвращения выхода газа через цементный камень за потайной колонной с использованием расчетного метода на примере конкретной глубокой скважины, а также распределения давлений и возможных газопроявлений за обсадной колонной.
Результаты исследования цементного кольца на герметичность и замер пластового давления испытателем пластов на трубах показали, что кривая восстановления давления (КВД) оказалась незавершенной, т. е. достоверный расчет основных гидродинамических характеристик на основании диаграммы не представляется возможным. Обработанная по методу Хорне-ра КВД имеет только вогнутый участок без признака перехода на конечный асимптотический участок. Применяемый в целях прогнозирования итерационный метод определения пластового давления основан на ряде допущений, что снижает досто-
верность расчетных данных. По графику Хорнера невозможно определить не только гидродинамические характеристики, но и приблизительное пластовое давление. На объем перелива из труб за весь период испытаний влияют не только наличие притока, но и текущие термобариче -ские условия в трубах. Наряду с действительным процессом восстановления давления на формирование КВД влияет продолжение повышения температуры в под-пакерной зоне в процессе испытания. Это показывает, что если время для полного прогревания раствора не будет выдержано, то в процессе испытания повышение температуры вызовет расширение бурового раствора и рост давления в подпакерной зоне. Но если при определении пластового давления итерационным методом эти факторы не были учтены, то результаты испытаний можно скорректировать с учетом термодинамических факторов [3].
В период регистрации КВД под-пакерная зона представляет собой замкнутую систему, так как она ограничена сверхупакером, сбоку-
обсадной колонной, а снизу -баритовой пробкой (глинистой коркой) на цементном камне. Причем эта пробка может пропускать флюид вверх, но экранирует цементный мост в обратном направлении. При нагревании раствора в замкнутом пространстве должно создаваться дополнительное давление. Поэтому кривая отражает суммарный эффект от двух процессов: восстановления давления под пакером и приращения давления в замкнутой системе, вызванного продолжающимся нагревом бурового раствора.
По методике проектирования гидроразрыва пласта (ГРП) для терригенных коллекторов определено изменение температуры на забое при движении буровых растворов различной плотности и их начальной температуры с учетом восходящего потока, прогретого до пластовой температуры раствора.
РАСЧЕТ ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ
Для расчета температуры раствора в конце этапа его частичного замещения более легкой
промывочной жидкостью при попадании на забой использованы уравнение, описывающее процесс передачи тепла от бурильных труб к жидкости, а также уравнение теплового баланса [4]. Все тепло-физические параметры раствора найдены расчетным путем с учетом его состава.
Температура раствора на выходе из бурильных труб определяется по формуле:
: 2T - T
ср ис
(1)
где Тср - средняя температура раствора на рассматриваемом участке, К; Тисх - температура на входе в участок бурильных труб, К.
Средняя температура раствора на рассматриваемом участке определяется по формуле:
Т = (2лАН М/с + Т тс)/
ср 4 срг исх р'
/(2лАШ/а + тс ) (2)
при
1 1 г, 1, Я
аГ1 ^ Г1 \ Г2 где А^ - длина участка, по которому течет раствор, м; Тсрг - температура горной породы на середине рассматриваемого участка, К; АС - время прохождения участка раствором, мин; т - масса нагреваемого раствора, кг; ср - теплоемкость раство -ра (ср = 2216 Дж/кгК); а - коэффициент теплоотдачи раствора (а = 300 Вт/м2К); г1 и г2 - внутренний и наружный радиусы бурильных труб соответственно, м; А,т и А,р - коэффициенты теплопроводности бурильных труб и раствора соответственно
= 52 Вт/мК; Хр = 0,66 Вт/м-К); Иж - радиус теплового влияния, соответствующий заданному времени, при котором определяется температура на забое, м.
На основе данных пакеровки ствола скважины определен коэффициент упругой сжимаемости раствора, МПа-1:
ИЛ uu
10/. uu Гноппоиио р ипплиипй
Сцепление с породой Clutch with rocks
I I Частичный Not full contact Сплошной Solid contact
ka - коэффициент аномальности к - anomaly ratio
Bottom hole
Рис. 2. Результаты АКЦ потайной колонны Fig. 2. Cement bond log data for the tail pipe
ß шЖ.
Pp v^
где АУ - изменение объема раствора при снижении давления до атмосферного давления, м3; У0 - физический объем внутреннего пространства бурильного
инструмента, м3; АР - изменение давления, МПа.
Стационарный процесс нагревания бурового раствора описывается стандартным уравнением
теплопередачи через плоскую стенку и уравнением теплового баланса.
В этом случае количество тепла, получаемое раствором за время нагревания t, вычисляется по формуле:
Q = Ft(Tnn - 7)/х (4)
при
F = 2я rAL,
8 11 Y= —+ —+ —
Чг «1 <V где F - площадь поверхности теплообмена, м2; Т и Т - пластовая
' ' пл
температура и температура, до которой нагреется раствор за время t, соответственно, К; r - радиус скважины, м2; 5ст - толщина стенки трубы, м; А,ст - коэффициент теплопроводности материала стенки трубы (примем А,ст - 1,05 Вт/мК, как для бетона); а, и а2 - коэффициенты теплоотдачи от породы к трубе и от трубы к жидкости соответственно (а, - 4,1 Вт/м2К; а2 - 300 Вт/м2К).
Количество тепла,необходимое на нагревание раствора, вычисляется по формуле:
Q = mcp(T -
T ),
нач''
(5)
2tT + rpc Т у
у _ пл " р начл
2t + rpcv ,
(6)
192 190 IBS
1«
1В2 1ВВ
17В 176 А 174 £ 172 ж
17П *
168 J
166 /
164 / Iii т
160 ; 158 J
156 7 15t4 152 1581-
1 2 3
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 0000 9000 10 000 Время, мин Time, min
Рис. 3. График повышения температуры бурового раствора на забое: 1 - период стоянки на притоке (открытый период); 2 - период регистрации КВД; 3 - предполагаемый отрезок времени до завершения прогревания раствора до «95 % от пластовой температуры
Fig. 3. Diagram of increase of the drilling mud temperature at the bottom hole: 1 - period of inflow stop (open period); 2 - period of registration of pressure recovery curve; 3 - estimated period of time before the finale mud warming up to «95 % of the reservoir temperature
Таблица 2. Значения температуры буровых растворов различной плотности в трубном пространстве
Table 2. Values of temperature of drilling muds with different density in the tubing
где Гнач - начальная температура раствора, К.
Приравнивая правые части уравнений (4) и (5), найдем температуру, до которой нагреется раствор за определенный промежуток времени I:
где р - плотность бурового раствора, кг/м3.
Значения температуры раствора на забое по проведенным расчетам представлены на рис. 3.
В процессе замещения в за-трубное пространство с забоя поступал уже прогретый раствор. С учетом этого, а также принимая во внимание простой скважины
Буровой раствор с плотностью 1440 кг/м3 Drilling mud with a density of 1440 kg/m3 Буровой раствор с плотностью 2050 кг/м3 Drilling mud with a density of 2050 kg/m3
Время t, мин Time t, min Средняя температура Т , °С ср' Average temperature Т , °С ср' Время t, мин Time t, min Средняя температура Т , °С ср' Average temperature Тср, °С ср'
0 90,50 0 136,00
60 154,83 60 173,18
120 168,64 120 180,04
150 172,15 150 181,73
180 174,66 180 182,93
240 178,04 240 184,51
300 180,19 300 185,52
360 181,69 360 186,21
420 182,79 420 186,72
480 183,64 480 187,11
510 183,99 510 187,27
540 184,30 540 187,42
600 184,84 600 187,66
660 185,29 660 187,87
в течение 25 мин перед началом открытого периода, аналогично по формуле (6) было определено
изменение температуры растворов в трубном пространстве при их нагревании (табл. 2).
С использованием приведенных данных определен коэффициент объемного теплового расширения раствора:
Рт V0•AT 55,5-8,7 ' '
где АУ' - приращение объема раствора при нагревании его на величину АТ, м3; 1/0' - физический объем внутреннего пространства бурильных труб до запорного клапана, полностью заполненный раствором, м3; АТ - изменение температуры при нагревании раствора в трубном пространстве, К.
Неточности, допущенные при определении абсолютной величины температуры под пакером, не оказывают существенного влияния на конечный результат, так как в представленных выше расчетах использовался перепад температуры за незначительный промежуток времени.
i Е
= =l ш «/> со
m ш
125 120 115 110 105 100 95-
100 200
Давление, замеренное глубинным манометром
Р = 125 МПа
Г пл
Р = 125 МРа
i—м—Г
др Р =119,6 МПа
"Г ПЛ '
/>=119,6 МРа
600
700
Время, мин Time, min
»- Давление за вычетом приращения давления, обусловленного температурным расширением раствора Pressure, except the pressure increment caused by the temperature expansion of mud
Рис. 4. Сравнительный график КВД в пространстве под пакером
Fig. 4. Comparative diagram of pressure recovery curves in the space under the packer
0
500
1000
1500
00 7000
ё E
с: 2500
s X го i— ш (Л о 3000
го со го го Е 3500
s LI—
¿k 4000
4500
5000
5500
6000
\
* \
\
> \
* \
<
< À
i 2690 2690
кг/м3,5656 m
2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 Платность пород, кг/м3 Rock density, kg/m3
Фактическая плотность пород с глубиной Actual density of racks with depth
- Теоретическая плотность пород с глубиной для условий нормального уплотнения Theoretical density of rocks with depth for the normal congestion conditions
0
500 1000 1500
^ 2000
f 2500
С
I 3000
E
■2 3500 4000 4500 5000 5500 6000 1
2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 Плотность пород, кг/м3 Rock density, kg/m3
Фактическая
средневзвешенная плотность пород с глубиной Actual weighted average density of rocks with depth
Теоретическая средневзвешенная плотность пород с глубиной для условий нормального уплотнения
of racks with depth for the normal congestion conditions
Рис. 5. График распределения плотности пород по глубине скважины
Fig. 5. Diagram of distribution of rock density along the well depth
Рис. 6. График распределения средневзвешенной плотности пород по глубине скважины
Fig. 6. Diagram of distribution of weighted average density of rocks along the well depth
В течение времени регистрации КВД буровой раствор продолжал нагреваться и расширяться. Так как запорный клапан был закрыт, приращение объема раствора в замкнутой системе пойдет на увеличение давления раствора в подпакерном пространстве. Изменение давления в этом случае можно рассчитать по формуле:
(8)
ртАТ
нр
где АГ - изменение температуры под пакером, К.
Вычитая из показаний манометра приращение давления, рассчитанное по формуле (8), получим КВД только за счет действия пластового давления (рис. 4). Если учесть при этом при -рост давления за счет нагревания раствора в замкнутом пространстве, то величина пластового давления будет составлять не более 119,6 МПа, что соответствует градиенту давления 207 МПа на глубине 5680 м. Полученное значение градиента пластового давления практически совпадает с величиной градиента порового давления,полученной по данным бурения методом ^экспоненты и равной 2,04 МПа/100 м.
При отсутствии фактических промысловых данных о давлениях ГРП обычно пользуются формулой Б.А. Итона или производными от нее:
Р = т— (Р -Р ) + Р +РП, (9)
гр 1 — р Г0Р пл пл О
где Ргр - давление ГРП, МПа; р - коэффициент Пуассона, безразмерная величина; Ргор - вертикальное горное давление, МПа; Р - пластовое давление, МПа;
пл П > >
Р0 - предел прочности породы на разрыв, МПа.
G = 0,83 + 0,66G
гр ' 'п.
(10)
где бгр и бпл - градиент давления гидроразрыва и пластового давления соответственно, МПа.
Графики распределения плотности и средневзвешенной
210 200 190 100 170 160 150 140 130 120
100 120 140
Р , МПа
пл'
Р , МРа
ПП1
Рис. 7. Сопоставление относительных давлений ГРП с расчетными данными пластового давления [5]: 1 - по промысловым данным; 2 - по формуле Итона Fig. 7. Comparison of the relative pressures of hydraulic fracturing with calculated reservoir pressure data [5]: 1 - by the field data; 2 - by Eaton's formula
плотности пород представлены на рис. 5 и 6.
Метод Итона допускает, что коэффициент Пуассона - переменная величина и зависит от глубины залегания пород. Возможно, это несоответствие связано с ошибкой в принятом значении р. Для определения его фактического значения воспользуемся данными по этой же скважине. Определим для описанных условий значение р из формулы:
И _ (Ру + ржгд?)/(рвдг) - К
1-М
к -к
(11)
где Ру - устьевое давление, МПа; ржг - эквивалентная плотность бурового раствора, кг/м3; д - коэффициент ускорения свободного падения, д = 9,81 м/с2; I - глубина скважины, м; рв - плотность воды, кг/м3; ка - коэффициент аномальности, безразмерная величина; кг - индекс геостатического давления в породе, безразмерная величина.
Формула (11) является выражением метода Итона, поэтому можно предположить, что этот метод определения давления ГРП не применим для больших глубин скважины.
Рассмотрим зависимость давлений гидроразрыва (промысловые данные) от пластового давления. Расчетные значения давления ГРП и фактические значения приведены на рис. 7, где каждая точка соответствует средним данным за один год. При высоких пластовых давлениях формула Итона дает заниженные результаты, а при низких - полученные области пересекаются [5].
Анализируя приведенные факты, можно сделать вывод о том, что на больших глубинах при наличии АВПД формулой Итона пользоваться нельзя.
В конкретной скважине в горной породе имеется сеть трещин, а давление пластового флюида в замкнутых порах создает внутренние напряжения и не оказывает влияния на состояние матрицы. Условием начала поглощения является превышение давления жидкости в стволе скважины над давлением раскрытия трещин. Если пластовое давление и давление в скважине меньше бокового горного, то трещина сомкнута. Поглощение может возникнуть в случае превышения бокового горного давления над гидроста-тическим.Условие возникновения поглощения [6]:
Р >,
гр 1 .
р + р
|J гор nj
(12)
Таблица 3. Результаты расчета градиента ГРП Table 3. Results of calculating the fracture gradient
sP =2
rp
,
1 — ¡J ™p
(13)
при Р < Р ,
~ пл пор'
где Рпор - поровое давление, МПа.
Коэффициент Пуассона р для известняков находится в пределах 0,26-0,33. Используя наименьшее значение коэффициента Пуассона для известняков, равное 0,26 (трещиноватый известняк), по формуле (12) определим давление гидроразрыва пород на глубинах 5681 и 6150 м и градиент гидроразрыва, который характеризует давление на глубине образования трещины, приходящееся на единицу длины [3].
Рассчитанные значения давления гидроразрыва пород применимы только к трещиноватым коллекторам. В среднем для плотных пород коэффициент р = 0,33. Для определения давления ГРП в плотных монолитных породах воспользуемся формулой:
Градиент ГРП, МПа на 100 м Fracture gradient, MPa per 100 m
Глубина определения градиента ГРП, м Depth of determination of the fracture gradient, m Схема 2 Scheme 2
Трещиноватые известняки, ^ = 0,26 Fractured limestones, ^ = 0,26 Сплошная плотная горная порода, ^ = 0,33 Solid dense rocks, ^ = 0,33
5681 2,90 2,50
6150 2,98 2,52
где P - максимальное давле-
" с max "
ние в скважине, не приводящее к гидроразрыву.
Уравнение получено для условий недопущения растягивающих напряжений на стенке скважины. Фактически горная порода должна сопротивляться растяжению. С учетом поправки неравенство (13) примет вид:
Р = 2 — 1
-Р + Р
I гор г0
(14)
Результаты расчетов сведены в табл. 3.
Таким образом, уточненный механизм расчета предельного давления в скважине позволяет сделать вывод о возможности ее углубления до 6150 м на буровом растворе плотностью до 2350 кг/м3.
ВЫВОДЫ
Результаты исследований и проведенных расчетов, а также уточненный механизм расчета
предельного давления в скважине позволяют сделать следующие выводы:
- существует возможность углубления скважины до определенной глубины с определенной плотностью бурового раствора;
- завышенные реологические параметры бурового раствора предопределяют развитие значительных гидродинамических давлений в скважине и провоцируют газопроявления;
- реологические параметры бурового раствора необходимо поддерживать в минимальных значениях;
- химические реагенты, применяемые для приготовления бурового раствора,в полной мере должны соответствовать термобарическим и горно-геологическим условиям вскрываемого разреза и предотвратить вспенивание бурового раствора.■
ЛИТЕРАТУРА
1. Гасумов Р.А., Минликаев В.З. Техника и технология ремонта скважин. В 2 т. Т. 1. М.: ООО «Газпром экспо», 2013. 360 с.
2. Гасумов Р.А., Минликаев В.З. Техника и технология ремонта скважин. В 2 т. Т. 2. М.: ООО «Газпром экспо», 2013. 267 с.
3. Гасумов Р.А., Копченков В.Г., Лукьянов В.Т. и др. Особенности строительства глубоких скважин в осложненных горно-геологических условиях Предкавказья // Наука. Инновации. Технологии. 2017. № 1. С. 123-140.
4. Гасумов Р.А., Минликаев В.З. Повышение и восстановление производительности газовых и газоконденсатных скважин. М.: ООО «Газпром экспо», 2010. 478 с.
5. Спивак А.И., Попов А.Н. Разрушение горных пород при бурении скважин. М.: Недра, 1994. 264 с.
6. Булатов А.И., Проселков Ю.М. Решение практических задач при бурении и освоении скважин. Краснодар: Советская Кубань, 2 0 0 6. 744 с.
REFERENCES
1. Gasumov R.A., Minlikaev V.Z. Technique and Technology of Well Repair. In 2 books. Book 1. Moscow, Gazprom expo LLC, 2013, 360 p. (In Russian)
2. Gasumov R.A., Minlikaev V.Z. Technique and Technology of Well Repair. In 2 books. Book 2. Moscow, Gazprom expo LLC, 2013, 267 p. (In Russian)
3. Gasumov R.A., Kopchenkov V.G., Lukyanov V.T., et al. Peculiarities of Deep Wells Construction in Complicated Mining and Geological Conditions of the Ciscaucasia. Nauka. Innovatsii. Tekhnologii = Science. Innovations. Technologies, 2017, No. 1, P. 123-140. (In Russian)
4. Gasumov R.A., Minlikaev V.Z. Increase and Restoration of Productivity of Gas and Gas Condensate Wells. Moscow, Gazprom expo LLC, 2010, 478 p. (In Russian)
5. Spivak A.I., Popov A.N. Destruction of Rocks during Drilling of Wells. Moscow, Nedra, 1994, 264 p. (In Russian)
6. Bulatov A.I., Proselkov Yu.M. Solution of Practical Problems during Drilling and Development of Wells. Krasnodar, Sovetskaya Kuban, 2 0 0 6, 744 p. (In Russian)
