Конструкция нефтяных и газовых скважин. Осложнения и их преодоление

БИБЛИОТЕКАНЕФТЕГАЗОДОБЫТЧИКА
ИЕГОПОДРЯДЧИКОВ(SERVICE)
.d.cÇÈÇÆÒ

lpostrulxj
ogvto}wjebipd}wsldbhjo.
pÖÐÓÌÒËÒÎÆÎÎÙÔÕËÓÊÓÐËÒÎË
uÙÉÆÐÑÉÒÑÔÑÆÌÉ
jÐÖÓÅ-jÐÊÉÐÉÓÌÄ 
nÑÔ°ÇÅ – dÑÎђÈÅ 
2018 

ФЗ 
№ 436-ФЗ 
Издание не подлежит маркировке  
в соответствии с п. 1 ч. 4 ст. 11 
УДК 622.24 
ББК 33.131 
      Б 12 
Рецензенты:  
А. Е. Нижник, д. т. н., профессор ФГБОУ ВО «МГТУ»; 
С. В. Усов, к. т. н., доцент кафедры нефтегазового дела  
имени профессора Г. Т. Вартумяна ФГБОУ ВО «КубГТУ». 
Бабаян Э. В. 
Б 12   Конструкция нефтяных и газовых скважин. Осложнения и их  
преодоление. Учебное пособие./ Э. В. Бабаян. - М.: Инфра-Инженерия, 
2018. - 252 с. 
ISBN 978-5-9729-0237-8 
Рассмотрено строение скважин, описаны факторы, определяющие выбор 
их конструкции. Предложен анализ возможных осложнений, возникающих 
в процессе бурения. Подробно рассмотрены причины их появления, виды 
осложнений и связанные с ними опасности. Даны методические рекомендации 
относительно порядка действий при обнаружении осложнений. Раскрыты меры, 
которые должны быть предприняты для управления скважиной при газонефтеводопроявлениях, для поддержания устойчивости ствола скважины и сохранения 
эффективности добычи при обнаружении поглощений. Приведены примеры 
осложнений из отечественной и зарубежной буровой практики с их подробным 
анализом. 
Для  работников, занимающихся бурением скважин, специалистовсервисных компаний и студентов, изучающих нефтепромысловое дело. 
‹ Бабаян Э. В., автор, 2018 
‹ Издательство «Инфра-Инженерия», 2018 
ISBN 978-5-9729-0237-8 

ddgfgojg
С увеличением глубин бурения замедляются скорости проходки, увеличивается частота и возрастает тяжесть возникающих осложнений и аварий. 
Характер осложнений определяет выбор основного индикатора, указывающего на начало осложнения, выбор режимных параметров углубления 
скважины, типа бурового раствора, его параметров, состава тампонажного раствора, его плотности. 
Ход работ при вскрытии пластов, где возможны осложнения в виде поглощений бурового раствора или газонефтеводопроявлений, диктует величину 
режимных параметров углубления скважины перед и после вскрытия осложненного пласта, а в дальнейшем и выбор технологических операций по подготовке, спуску и цементированию обсадной колонны.  
Поэтому необходимо первично определять режимные параметры вскрытия проблемных пластов; также не менее важно разработать технологию управления скважиной, включающую предупреждение и ликвидацию случившегося 
осложнения. 
Можно привести в пример множество скважин, в которых при вскрытии 
проблемных пластов и особенно продуктивных горизонтов возникали катастрофические поглощения, и в результате неверных действий инженерного 
персонала и буровой вахты скважина заполнялась пластовым флюидом, а давление на устье достигало предельных значений для обсадной колонны и противовыбросового оборудования.  
Цель этой книги ² изложить научные основы предупреждения и преодоления осложнений и предложить основные технологические решения и методические рекомендации. 
Научные основы конструирования скважин были заложены в начале  
70-х годов прошлого века. Идея заключалась в разделении разреза скважины на
интервалы с несовместимыми условиями бурения. Это позволило существенно
сократить как количество всевозможных осложнений, так и сложность их преодоления. Но проблемы, связанные с осложнениями, не исчезли окончательно.
Наиболее опасные осложнения с точки зрения их преодоления ² это  
газонефтеводопроявления (ГНВП), нередко переходящие в открытое фонтанирование с самыми пагубными последствиями. Важность пристального наблюдения за строящейся скважиной подчеркивается «Правилами безопасности  
в нефтяной и газовой промышленности», утвержденными Приказом Ростехнадзора от 12.03.2013 № 101, и введением обязательного курса «Контроль 
скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях» для обучения и переподготовки специалистов нефтяной отрасли. 
Научные основы обнаружения и ликвидации ГНВП были зафиксированы в РД 39-0147009-544-87 «Технология управления скважиной при ГНВП  
3

cÅÆÅÄÐ . d.  lpostrulxjogvto}wjebipd}wsldbhjo
в различных горно-геологических условиях». На практике реализация этого документа остается очень важной при строительстве скважин. Но все еще не разработаны научно обоснованные методы определения поровых (пластовых) давлений и давлений гидроразрыва пласта. Принимается много необоснованных 
с точки зрения преодоления ГНВП проектных решений и отклонений от режимных параметров при технологическом сопровождении процесса вскрытия 
продуктивных пластов. 
Затраты на ликвидацию аварий все еще остаются высокими. Проблемы 
прихватов и аварий с бурильными трубами и инструментом можно решить, 
следуя разумным и обоснованным методическим рекомендациям, разработанным на основе практического опыта, который был накоплен за десятилетия  
работы, а также с помощью внедрения технологических новинок. 
4

embdb1.qÕÓ˲×ÎÕÓÉÇÒÎ˲ÓÒÖ×Õ¿²ÚÎÎÖ²ÉÇÌÎÒ
 
1.1.eËÓÐӒÎÛËÖ²ÎËÖÉËÊËÒÎÆ,
ÒËÓÈÙÓÊÎÑßËÊÐÆÉßÈÓÕDzÓÒÖ×Õ¿²ÚÎÎÖ²ÉÇÌÎÒß
Под геологическими условиями строительства скважины подразуме- 
вается комплекс изменяющихся с глубиной природных (естественных) характеристик разреза, определяющих требования к конструкции скважин, технике  
и технологии ее углубления. 
Геологические условия существуют объективно, следовательно, неуправляемы. Опыт сооружения нефтяных и газовых скважин, как и опыт строительства шахтных выработок, свидетельствует о чрезвычайном разнообразии 
естественных свойств и состояний осадочных горных пород. В соответствии с 
конкретным набором природных характеристик надежность строительства 
скважин может обеспечиваться: 
ƒ прочностными и изолирующими свойствами пород самого вскрываемого разреза;
ƒ сочетанием свойств разреза со свойствами промывочной жидкости,
выполняющей в процессе углубления скважины роль крепи;
ƒ поинтервальным упрочением ствола постоянной крепью в виде цементируемых обсадных колонн, когда требуемые условия дальнейшего углубления горной выработки временной крепью не удовлетворяются.
Опытом и исследованиями установлено, что для целей проектирования 
конструкции скважины и управления ее строительством необходима информация о следующих основных геологических факторах: 
ƒ о пластовых и поровых давлениях по разрезу;
ƒ о несущей способности скелета породы по вертикали или о вертикальной скелетной прочности по разрезу;
ƒ об изменении температур по разрезу;
ƒ о солевом составе, водорастворимых включениях в разрезе и типах
пластовых флюидов;
ƒ о распределении гранулярных коллекторов по разрезу;
ƒ о распределении дизъюнктивных дислокаций, трещинных коллекторов и наличии микродефектов в породах;
ƒ о распределении активных глин по разрезу и распределении гранулярных коллекторов;
ƒ о карбонатности пород;
ƒ о типах цемента по разрезу и степени сцементированости пород;
ƒ о физико-механических свойствах и абразивности пород по разрезу.
5

cÅÆÅÄÐ . d.  lpostrulxjogvto}wjebipd}wsldbhjo
1.1.1. eÌÈÓÑÔÕÅÕÌÙÉÔ°ÑÉ Ì ’ÉÑÔÕÅÕÌÙÉÔ°ÑÉ ÈÅÇÎÉÐÌÉ 
Гидростатическое давление зависит от плотности и высоты столба 
флюидов. Форма и размеры столба флюидов не влияют на величину давления. 
Градиент гидростатического давления зависит от концентрации растворимой 
твердой фазы (т. е. солей), содержания газов и температурного градиента. Другими словами, увеличение величины растворимой твердой фазы приводит  
к возрастанию градиента давления с глубиной, в то время как повышение содержания газов в растворе и более высокие температуры вызывают уменьшение градиента нормального гидростатического давления. Например, градиент 
давления, равный 0,1074 кгс/(см2Âм), предполагает соленость воды 80000 мг/л  
NaCl при температуре 25 qС. 
Геостатическое давление на данной глубине представляет собой давление, оказываемое весом вышезалегающих отложений. Плотность отложений 
зависит от плотности их матрицы, содержащегося в их порах флюида и пористости. 
Математически давление р вышележащих пород может быть выражено 
так: 




 
 
 
1
,
ск
фл
вес скелетпороды
флюиды
p
L
площадь

ª
º
 
 
˜
 M ˜
 M˜
¬
¼
U
U


где      L — глубина, м;  
ij — пористость пород в долях общего объема; 
ȡск, ȡфл ² плотность соответственно скелета породы и флюида, г/см3. 
В общем случае принято, что давление вышележащих слоев равномерно 
возрастает с глубиной. Для отложений третичного возраста градиент давления 
вышележащих пород равен 0,231 кгс/(см2Âм). Это соответствует давлению, оказываемому породой со средней плотностью 2,31 г/см3
 (для глубин более 50007000 м). 
В нормальных условиях пористость отложений уменьшается с глубиной, а их плотность соответственно повышается. Для глинистых пород пористость уменьшается по экспоненте. Для других типов отложений она умень- 
шается почти линейно (рис. 1.1). 
Исходной точкой геостатического градиента на суше является поверхность Земли, а на море ² водная поверхность. На суше в осадочных отложениях градиент геостатического давления меняется от 0,017 МПа/м на поверхности до 0,023 МПа/м на глубине свыше 3000 м. Затем он незначительно повышается, доcтигая 0,025 МПа/м на уровне фундамента. 
На море его величина находится в сильной зависимости от глубины моря. Чем больше глубина моря, тем меньше значение градиента геостатического 
давления по причине незначительной плотности морской воды. 
 
 
6
 

embdb1.qÓÑÉ°ÕÌÓÑÇÅÐÌÉ °ÑÐÔÕÓ½°-ÌÌ Ô°ÇÅÊÌÐ 
20 
40 
60 
80 
100 
Пористость,  
1000 
Глина 
2000 
Пески 
3000 
Глубина, м 
4000 
5000 
rÎÖ.1.1.jÍÑËÒËÒÎËÔÓÕÎÖ×ÓÖ×ÎÔÓÕÓÊÉÍÇÉÎÖÎÑÓÖ×ÎÓ×’пÈÎÒß
1.1.2. qÑÓÑÇÑÉ (ÒÎÅÔÕÑÇÑÉ) ÈÅÇÎÉÐÌÉ 
Поровое давление представляет собой давление, оказываемое флюидами, 
содержащихся в породах внутри пор и трещин. Различие между пластовым и 
поровым давлением определяется характером пород, содержащих в порах флюид. В проницаемых породах-коллекторах давление флюида называют пластовым, в непроницаемых, таких как глина, ² поровым.  
Для пористой породы геостатическое и поровое давление связаны между 
собой следующей формулой: 
 
 ,
геост
f
пор
P
P
 V 
        (1.1) 
где      Ргеост ² геостатическое давление; 
Pпор ² поровое давление; 
ıf   ² напряжение, ведущее к деформации породы. 
Давление пластовых флюидов, насыщающих породы, разделяют на 
нормальное и аномальное. Пластовое давление считают нормальным, когда 
оно равно гидростатическому напору воды (
0,01
пл  
U
 МПа/м). Пластовое дав- 
ление, превышающие гидростатическое, определяют как аномально высокое 
 (
 
 0,01
пл !
U
 МПа/м), тогда как пластовое давление меньше гидростатического 
называется аномально низким (
 
 0,01
пл 
U
 МПа/м). 
Имеются много методов для оценки порового давления в процессе бу- 
рения. Наиболее интересная информация получается при определении  
d-экспоненты, которая устанавливает взаимосвязь между механической скоростью проходки, параметрами режима бурения и характеристикой породы.
Единственный способ достаточно точной оценки пластового давления 
пород состоит в испытании на приток. Испытания пластов с измерением забойного давления с помощью глубинных манометров дают достоверные величины. 
7

cÅÆÅÄÐ . d.  lpostrulxjogvto}wjebipd}wsldbhjo
Зная замеренное в скважине пластовое давление Рпл1, можно вычислить пластовое давление Рпл2 в соседних скважинах этого месторождения с учетом разницы 
альтитуд пласта в замеренной и проектируемой скважинах. 
Опыт буровых работ в различных районах мира показывает, что аномально низкие пластовые давления встречаются реже, чем аномально высокие. 
Аномально низкие пластовые давления были установлены во многих районах  
в процессе бурения на нефть и газ, например, на месторождениях и разведуемых площадях Восточной Сибири, где разрез представлен чередующимися 
мощными отложениями известняков, мергелей и доломитов; средне-миоценовых отложений (карагана и чокрака) в Европейской части России. Низкие 
пластовые давления встречаются повсюду в штатах Техас, Оклахома и др.,  
Канаде, пустынных районах Ирана. 
Аномально низкие пластовые давления возникают искусственным путем 
по мере отбора нефти, газа или воды. По существу, отбор флюидов в процессе 
добычи является причиной уменьшения пластовых (поровых) давлений флюидов, если сильный напор воды или искусственная закачка воды или газа не могут компенсировать это уменьшение. В результате продуктивные пласты 
уплотняются, и имеет место опускание грунта. 
Аномально низкие пластовые давления встречаются при вскрытии грунтовых вод. Например, когда скважина расположена существенно выше области 
питания пластовых вод. Равновесная плотность для вскрытия пласта будет существенно ниже 1,0. В этих условиях вскрытие осуществляется на воде с минимальной подачей насосов и без выхода потока на поверхность. Аналогичные 
условия встречаются при бурении в полупустынных и пустынных районах, где 
уровень грунтовых вод очень низок. 
В случае расположения буровой выше отметки обнажения поверхности 
или контура питания проницаемого пористого пласта равновесная плотность 
для пересечения пласта будет меньше 1,00 (рис. 1.2). 
 
rÎÖ.1.2.rÇÖÔÓÐÓÌËÒÎËÈ¿ÕÓÉÓÏÉßÜËÓ×ÑËײÎÍÓÒßÓÈÒÇÌËÒÎÆ
 
В случае расположения буровой ниже отметки зоны обнажения плотность бурового раствора должна быть выше 1,00 для прохождения пласта. Это 
случай артезианских скважин (рис. 1.3). 
8
 

embdb1.qÓÑÉ°ÕÌÓÑÇÅÐÌÉ °ÑÐÔÕÓ½°-ÌÌ Ô°ÇÅÊÌÐ 
 
rÎÖ.1.3.rÇÖÔÓÐÓÌËÒÎËÈ¿ÕÓÉÓÏÒÎÌËÓ×ÑËײÎÍÓÒßÓÈÒÇÌËÒÎÆ
 
Отметка расположения буровой, отличающаяся от уровня контура питания пласта, создает такую кажущуюся аномалию давления, что требуется повысить или снизить плотность бурового флюида. Эти аномалии вызываются топографией. 
На многих месторождениях в результате длительной добычи пластовое 
давление с аномально высокого снизилось до аномально низкого. И это существенно изменило принятую технологию бурения скважин и даже повлияло на 
выбор конструкции скважин и плотности бурового раствора, его материального 
состава. Из-за угрозы возникновения межпластовых перетоков появилась необходимость в применении новых технических средств и материалов для разобщения пластов. 
В водоносной части коллектора ниже водонефтяного контакта давление 
может быть нормальным, однако в верхней части коллектора существует избыточное давление, обусловленное меньшей по сравнению с водой плотностью 
углеводородов. Возникающие при этом избыточное давление пропорционально 
высоте столбов углеводородов и разности плотностей воды и углеводородов: 


 
, 
изб
в
ф
p
h g
 
˜
˜ U  U
                                        (1.2) 
где     pизб ² избыточное давление на устье скважины, заполненной углеводо-  
           родами; 
h — высота пласта , заполненного углеводородами, м; 
ȡв , ȡф ² плотность воды и углеводородов, кг/м3 
 
Например, в газовом коллекторе на глубине 1000 м избыточное давление в верхней части коллектора или на устье скважины может равняться 


6
1000 9,8 1005
250
7,9 10  
7,6  
.
изб
p
Па
МПа
 
˜
˜

 
˜
 
 
Если бы этот коллектор был вскрыт на глубине 1500 м, то равновесная 
(эквивалентная) плотность в верхней его части составила бы 




6
3
1
1
 
1500 9,8 1050
7,9 10
1580
.
 
/
1500
в
изб
zg
p
кг
м
z
 
˜

 
˜
˜
˜

˜
 
U
U
 
где       z ² глубина по вертикали, м. 
9
 

cÅÆÅÄÐ . d.  lpostrulxjogvto}wjebipd}wsldbhjo
С точки зрения предупреждения газонефтеводопроявлений важно знать, 
возникают ли они во время бурения в случае снижения забойного давления ниже пластового или нет. Очевидно, что если вскрывается пласт с нормальным 
пластовым давлением, то проявление может быть в том случае, если используется буровой агент плотностью ниже плотности пластовой воды. Но по мере 
вытеснения этого бурового агента и заполнения скважины пластовой водой перелив прекратится.  
При вскрытии коллектора, насыщенного углеводородами, в котором 
нормальное пластовое давление ниже водонефтяного контакта, проявление 
возможно при снижении забойного давления ниже пластового. Если в этом 
случае не герметизировать устье скважины, то проявление может перейти в открытое фонтанирование.  
Различие между поровым и пластовым давлениями определяется характерами пород, содержащих в порах флюид. В проницаемых породахколлекторах давление флюида называют пластовым, а в непроницаемых, таких 
как глина, ² поровым.  
В литературе достаточно подробно излагаются причины происхождения 
аномальных пластовых давлений. Отмечается множество факторов, связанных 
с геологическими, физическими, геохимическими и механическими процессами. Вероятно, несколько факторов одновременно способствуют образованию 
АВПД в каждом конкретном геологическом районе. 
К этим факторам относят: 
ƒ влияние региональной потенциометрической поверхности (пьезометрический уровень флюидов). Эта главная причина аномальных давлений в артезианской водной системе; 
ƒ разность плотностей в нефтеводяных и особенно газоводяных системах; 
ƒ региональный уклон и сжатие в антиклинали пластов, у которых в самой глубокой части зоны давление нормальное, а в менее глубокозалегающей части создаются условия для возникновения аномальных 
давлений; 
ƒ повышенные давления в коллекторах на небольшой глубине в результате гидродинамической связи с глубокозалегающими отложениями: 
по пробуренным скважинам или вдоль приоткрытых сбросовых зон, 
перетоков по негерметичному затрубному пространству или вследствие негерметичности обсадных колонн в старых скважинах и пластового заводнения; 
ƒ скорость седиментации и условия осадконакопления; 
ƒ тектонические движения (сбросы, глиняной и солевой диапоризм, грязевой вулканизм, дайки песчаников, землетрясения); 
ƒ осмотические явления ² движение менее минерализованной жидкости через полунепроницаемую перегородку в более минерализованную среду (полунепроницаемой перегородкой является, например, 
глина, аргиллиты); 
10