Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Вопрос о причинах возникновения грифонов изучен недоста­точно. Между тем этот вид осложнений вызывает наиболее тя­желые последствия. На ликвидацию грифонов, возникающих

в процессе бурения, опробования и эксплуатации скважин, за­трачивают очень много времени и средств. В ряде случаев рабо­ты по ликвидации грифонов заканчиваются гибелью скважин.

Кроме того, длительно действующие грифоны могут причи­нить значительный ущерб месторождению в целом, нарушить нормальную его разработку.

Наиболее часто грифонообразования наблюдаются в Турк­мении, Азербайджане, Краснодарском и Ставропольском краях, Саратовской области и ряде других нефтяных районов.

Происхождение грифонов в прошлом обычно связывали с вулканизмом. Известно, что крупные грязевые вулканы с про­должительным периодом работы под влиянием горного давле­ния, приводящего к сужению кратера, порождали вблизи основ­ного жерла множество более мелких выходов газа, грязи, воды и т. д. Эти выходы и назывались грифонами. В геологической терминологии грифонами часто называют выходы на дневную поверхность термальных источников.

Возникновение подобных грифонов связано с образованием в земной коре трещин разрыва, служащих первичными кана­лами для выхода на дневную поверхность воды, газов и нефти.

Особым видом грифонов, возникающих при бурении, опробо­вании и эксплуатации скважин, являются так называемые «ис­кусственные грифоны».

По характеру деятельности искусственные грифоны не отли­чаются от естественных.

Под грифонами, происходящими в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважин, следует понимать фонтанные газо — нефте-водопроявления вскрытых пластов, выходящие на земную поверхность по трещинам, высокопроницаемым пластам или по контакту цемент — порода за пределами устья скважины. Фон­танные нефте-газо-водопроявления в кольцевом пространстве, между эксплуатационной и технической колоннами, а также между технической и кондуктором обычно называют межколон — ными проявлениями. Грифоны и межколонные проявления обычно взаимно связаны и обусловливают друг друга. Появив­шееся межколонное проявление при освоении или эксплуатации скважин при известных условиях может повлечь за собой воз­никновение грифона, и, наоборот, грифон может сопровождаться межколонным проявлением.

Таким образом, при изучении природы грифонов и межко — лонных проявлений, а также при разработке мероприятий по их предупреждению следует рассматривать эти два явления как взаимно связанные и обусловливающие друг друга.

В промысловой практике к грифонам часто относят циркуля­цию промывочной жидкости сквозь толщу пород с выходом ее на дневную поверхность на некотором расстоянии от устья скважины. Отнесение такого типа осложнений к грифонообразо — ваниям не является обоснованным, так как отсутствие циркуля —

ци, и через скважину приводит к прекращению работы этих «гри­фонов», в то время как грифоны, обусловленные действием вы­соконапорных пластов, работают независимо от циркуляции.

В отечественной и зарубежной литературе вопрос об обра­зовании и необходимых мерах предупреждения грифонов осве­щен недостаточно. Так, в отечественной литературе этой важной проблеме посвящено всего 5—6 работ, преимущественно по Азербайджану. При этом авторы этих работ по вопросу о при­чинах грифонов высказывают самые различные взгляды.

Так, А. А. Линевский [25] (по материалам.6. Краснодар — нефти и б. Турименнефти) считает, что главной причиной воз­никновения грифонов и межколонных проявлений является не­качественная цементировка скважин. При некачественной це­ментировке, по мнению автора, в ‘кольцевом пространстве в зоне подъема цементного раствора остаются каналы, заполненные глинистым раствором, по которым и прорываются в кольцевое пространство и за колонну на поверхность нефть, газ и вода, образуя грифоны.

В. К. Летченко [26] считает, что после затвердевания цемента активное противодавление на высоконапорный пласт исчезает, а имеется лишь пассивное сопротивление. Коэффициент боко­вого давления цементного раствора при его затвердевании па­дает до нуля, и высоконапорный пласт начинает работать между стенкой скважины и цементным камнем, выдавливая глинистую корку. По мнению В. К. Летченко, наличие каналов в цементе, заполненных глинистым растворов, не может явиться источни­ком проявления высоконапорного пласта, если раствор не пре: вратился в густую массу.

М. К. Сеид-Рза [36], считая источникам грифонов высокона­порные пласты, полагает, что для их возникновения необходимо наличие трещиноватых пород между напорным пластом и зем­ной поверхностью.

Грифоны, по мнению М. К. Сеид-Рза, возникают в результате снижения гидродинамического давления при подъеме труб и’ уменьшения гидростатического давления на забой за счет роста температуры с глубиной.

А. Б. Мамедов и А. Ф. Рустамбеков [28] считают, что основ­ной причиной затрубных проявлений и грифонов является умень­шение объема глинистого раствора, соприкасающегося с газо­вым пластом, после спуска колонны обсадных труб.

По мнению авторов, уменьшенный объем глинистого рас­твора в кольцевом пространстве способствует его быстрому раз — газированию и возникновению движения газов и жидкости.

В высказываниях названных авторов наряду со строго логи­ческими заключениями о природе грифонов имеются положения и ошибочные. Так, например, нельзя согласиться с высказыва­ниями В. К. Летченко. Подсчеты показывают, что для выдавли­вания глинистой корки, напряжение сдвига которой равно

100 г/см2 (минимальное значение), из кольцевого пространства между стенкой скважины и цементным камнем потребуется около 200—250 ат на каждые 10 м поверхности контакта. Таким образом, при подъеме цемента выше кровли пласта на 50 м для выдавливания корки потребуется свыше 1000 ат, а максималь­ное пластовое давление при современных глубинах бурения не превышает 400—700 ат.

Было бы также неправильным природу грифонов объяснять только некачественной цементировкой или точнее наличием в це­ментном камне каналов, заполненных глинистым раствором, как это утверждает А. А. Линевский. При расчете необходимое давление для выдавливания загустевшего раствора из канала получилось бы почти таким же, как и для выдавливания гли­нистой корки по В. К. Летченко. Таким образом, пластовое давление, по-видимому, не в состоянии выдавить загустевший раствор из канала.

Нельзя согласиться с А. Б. Мамедовым и А. Ф. Рустамбе — ковым в том, что основной причиной затрубных проявлений и гри­фонов является уменьшение объема глинистого раствора. Ско­рость разгазирования глинистого раствора в основном зависит от величины гидростатического давления на газовый пласт, но не от объема кольцевого пространства, учитывая, что раствор насыщается газом за счет диффузии настолько медленно, что практически этот процесс не имеет никакого значения.

М. К — Сеид-Рза без необходимого обоснования делает вывод о том, что гидростатическое давление на забой скважины с глу­биной снижается за счет роста температуры, способствуя газо­проявлениям и грифонам. .

На основании замеров гидравлических давлений в скв. 290 Ново-Дмитриевская в Краснодарнефти при помощи глубинного мннометра МГГ2-У в 1957 г. установлено, что-удельный вес рас­твора с глубиной не уменьшается, а несколько возрастает. Так, например, удельный вес раствора на выходе из скважины был 1,42 г/см3, на глубине 500 м он оказался равным 1,48—1,50 г/см3, и на глубине 1000 м— 1,52 г/см3.

Таким образом, без установления соответствующей законо­мерности изменения гидростатического давления с глубиной при росте температуры и давления одновременно нельзя категориче­ски утверждать, что рост температуры раствора ведет к сниже­нию гидростатического давления. Фактические замеры гидроста­тического давления по интервалам глубин позволяют сделать вывод о том, что фактор давления, по-видимому, преобладает над температурой. .

Из краткого обзора имеющейся литературы по грифонам сле­дует, что этот вопрос требует дальнейшего более глубокого изу­чения.

■Ниже нами приводятся фактические данные по ряду нефте­промысловых районов, где грифоны имели наиболее широкое

распространение. Анализ этого материала позволил более полно выявить основные причины грифонообразаваний и дать соответ­ствующие рекомендации по их предупреждению.

Одним из нефтяных районов Советского Союза, где очень часто происходили осложнения, связанные с грифонообразова — ниями и межколонньши проявлениями, является Прибалханский район Туркмении (Челекен и Небит-Даг).

В пределах всех изученных структур Прибалханской делрес — сии отмечается широкое распространение дизъюнктивных нару­шений с амплитудами до 200 м и более. Этот тип нарушений имеет сравнительно небольшую протяженность. Широко распро­странены также крупные разломы с амплитудами до 1500 м. Большинство этих разломов имеет довольно значительную про­тяженность. Г’рифонообразования в основном сосредоточены на южном крыле Небит-Дагското месторождения и на. п-ове Челе­кен. Месторождение Небит-Даг представляет собой крупную брахиантиклинальную складку, осложненную многочисленными сбросами. Южное крыло крутое — 45°, северное положе — 20— 25°. Основной разлом, делящий складку на северное и южное крылья, смещает их на 1200—1500 м. При этом опущено север­ное крыло, что обусловливает различные условия проходки сква­жин. Так, если на северном крыле проходка скважин осущест­вляется без осложнений нормальным глинистым раствором, то на южном, приподнятом крыле условия бурения более сложные, вызывающие необходимость применения утяжеленного раствора удельного веса 1,8—2,1 г/см3. В этой части складки пластовые давления повышенные. Так, например, при опробовании пласта з скв. 584 на глубине 2900 м получен водяной фонтан, вода пе­реливала с избыточным давлением на устье 200 ат. Следова­тельно, пластовое давление приблизительно равно 500 ат. На южном крыле высокопродуктивные нефтяные горизонты обла­дают большими газовыми шапками.

Из 120 скважин, .пробуренных на южном крыле, 24 или 20% скважин имели межтрубные проявления или грифоны.

Месторождение Челекен представляет собой наиболее круп­ную структуру Прибалханского района, общая протяженность ее превышает 50 км. Характерной чертой тектоники Челекена является широкое развитие сбросов (рис. 37), причем количе­ство сбросов уменьшается с глубиной. На месторождении Да — гаджик пластовые давления в 1,5 раза превышают гидро­статические. Специфическая тектоника Челекена обусловила большое количество естественных термальных источников, выходов нефти’ и газа, расположенных по линиям сбро­сов.

Явления интенсивного поглощения глинистого раствора при пересечении трещин разломов часто сопровождаются газо-водо — проявлениями, что значительно усложняет условия проходки скважин.

За время разработки нефтяных месторождений Небит-Дага и п-ова Челекен с 1947 по 1955 гг. наблюдалось 57 случаев образования грифонов.

Анализ фактических данных по грифонам и межколонным проявлениям на площадях Туркмении показал, что подавляю­щее большинство грифонов является следствием низкого каче­ства крепления скважин и цементировки колонн. Цементировку колонн здесь в большинстве случаев производили при недоста­точном количестве цементировочных агрегатов, что приводило

Рис. 37. Структурная карта по подошве акчагыльского яруса западного Челекена. 1 — скважины с затрубным проявлением; 2 — скважины с грифонами. ‘

к низким скоростям подъема цементного раствора в затрубном пространстве (0,3—0,8 м/сек). Низкое качество цементировок, кроме того, обусловливалось малой разностью удельных весов цементного и глинистого растворов и большими значениями ста­тического напряжения сдвига глинистого раствора.

Ниже приводятся данные по наиболее характерным для площадей Туркменнефти грифонам и затрубным проявле­ниям. .

В скв. 46 площади Алигул процесс бурения осуществляли в нормальных условиях. При глубине 2243 м спустили и заце­ментировали 63/8" эксплуатационную колонну. Через 3 суток после цементировки было замечено движение глинистого рас­твора из затрубного пространства. При закрытом превентере давление в затрубном пространстве достигало 80 ат. Попытка ликвидировать проявления закачкой глинистого раствора

в затрубное пространство оказалась безуспешной, так как за­качать. более 0,6 ж3 раствора не удалось из-за отсутствия при­емистости скважины. Еще через сутки давлением сорвало верхний превентер. Скважина начала работать нефтью через затрубное пространство. Затем закрыли второй превентер и в затрубное пространство закачали 14 ж3 глинистого раствора удельного веса 1,94 г/см3. Давление при закачке было 10—15 ат. После за­качки раствора давление при закрытом выкиде превентера под­нималось до 115 ат, и его периодически снижали через отвод превентера. Для герметизации затрубного пространства на пре­вентер установили уплотнение, опрессованное на 80 ат, и сква­жину сдали в эксплуатацию.

В скв. 150 Западный Челекен после цементировки комбини­рованной технической колонны 103/4" X 113/4", спущенной на глубину 1528 м, во время затвердения цемента началось за­трубное проявление. Из межколонного пространства наблюдали фонтанное проявление воды и газа с дебитом 50—60 м3/сутки. На следующий день возник водяной грифон, действовавший через шурф, пробуренный под квадратную штангу. Грифон вы­брасывал ‘воды около 400—500 м3/сутки. Для ликвидации гри­фона выше цементного кольца на глубине 400 ж перфориро­вали колонну и закачали 85 т цемента. После закачки цемент­ного раствора грифон и фонтанное проявление через межко — лонное пространство прекратились..

Скв. 718 Западный Небит-Даг (южное крыло) имела сле­дующую конструкцию: 16" кондуктор спущен на глубину

324 м, цемент поднят до устья, техническая 113/4" колонна — на глубину 1811 ж с подъемом цемента на 1011 ж от устья (переподъём против расчётной высоты на 498 ж). Скважина пробурена до глубины 3030 ж при следующих параметрах гли­нистого раствора: удельный вес 1,98 г/см3, вязкость 74 сек. по СПВ-5, водоотдача 5,5 см3 и СНСю = 185 мг/см2. Во время про­мывки перед подъёмом инструмента из скважины вышла пачка газированного раствора удельного веса 1,90—1,92 г/см3. Интен­сивное утяжеление глинистого раствора результатов не дало. Удельный вес глинистого раствора, выходящего из скважины, непрерывно снижался. При. удельном весе глинистого раствора 1,57—1,70 г/см3 инструмент был поднят в. башмак технической колонны, а скважина начала фонтанировать водой. При закры­том превентере давление в затрубном пространстве поднялось до 43 ат. В скважину закачали 250 ж3 глинистого раствора, в том числе 5 ж3—-удельного веса 2,10 г/см3, 70 ж3 — удельного веса 1,90 г/см3 и 175 ж3 — удельного веса 1,76 г/см3. Во время закачки в скважину раствора наблюдалось поглощение. После окончания задавки поглощение прекратилось, но началось дви­жение раствора из скважины. При закрытом превентере давле­ния не было. Через сутки давление поднялось до 40 ат. При таком давлении скважина простояла сутки, а затем в 200 ж от буровой возник водяной грифон размером 50 м2 (5 X 10). Гри­фон интенсивно работал водой и газом с дебитом около 4500 м3/сутки.

Для ослабления действия грифона открыли выкиды превен­тера, через которые скважина фонтанировала водой с дебитом 500 м3/сутки. Однако, несмотря на открытые выкиды превен­тера, грифонообразование продолжалось и появились еще три грифона на расстояниях от -200 до 350 м от буровой. В течение 8 суток скважина фонтанировала водой, а попытка заглушить скважину раствором не давала желаемых результатов: сква­жина поглощала раствор и вновь начинала фонтанировать. Че­рез 15 суток после начала фонтанирования скважины во время очередной закачки ее раствором наиболее удаленные грифоны заглохли, но тут же началось образование грифонов непосред­ственно у буровой, в результате чего через сутки был подмыт фундамент одной из ног буровой, вышка наклонилась, и бу­рильные трубы, стоявшие за пальцем, упали в котлован. В связи с этим произвели демонтаж оборудования. На 18-е сутки грифоны почти прекратили работу, и дебит фонтана сква­жины после этого возрос до 5000 м3/сутки. Вскоре, по-види­мому, в результате подземного обвала фонтанирование сква­жины прекратилось.

В скв. 201 Кызыл-Кум 16" кондуктор зацементирован на глубине 377 м с подъемом цемента до устья. При забое 2002 м спустили и зацементировали 6" эксплуатационную колонну. Через 8 ч. 30 м. после окончания цементировки произошел сильный выброс глинистого раствора из межколонного про­странства, еще через 7 час. •—второй и через 3 часа — третий. Во время последнего выброса фонарь буровой свалился, а столб газового фонтана достиг высоты 150 м. Из скважины вместе с водой и песком выбрасывало куски породы и цемента на высоту до 800 м. Вскоре после. начала фонтанирования в скважине произошел обвал и фонтанирование прекратилось. Через некоторое время снова произошел сильный выброс, после которого образовался ряд грифонов и две трещины, первая протяженностью 500 м в южном направлении и вторая протя­женностью 600 м — в северо-западном от устья скважины. Через 2 суток фонтанирование скважины и действие грифонов окончательно прекратилось. На месте скважины образовался кратер, заполненный водой, площадью до 4 га и максимальной глубиной 85 м.

В Азербайджане образование грифонов наблюдалось в на­чальный период разбуривания площадей Кала, Кара-Чухур, Пута, Лок-Батан и Нефтечала. В настоящее время грифонообра — зования наблюдаются при проходке скважин на Нефтяных Камнях, о. Жилом и Карадаге.

На основании анализа причин грифонообразований по ме­сторождению Нефтяные Камни установлено, что:

а) в большинстве скважин колонны цементировались нека­чественно, т. е. наблюдались значительные переподъемы це­ментного раствора против расчетной высоты;

б) при цементировке колонн разность удельных весов це­ментного и глинистого растворов составляла всего 0,1 — 0,2 г! см? вместо 0,4—0,5, рекомендуемых АзНИИ;

в) глинистые растворы, как правило, имели большие вели­чины ■статического напряжения сдвига и вязкости, что значи­тельно ухудшало условия проведения цементировок;

г) прочность 65/8" эксплуатационных колонн для условий эксплуатации пластов с высокими давлениями оказалась’ недо­статочной. Вопросы, связанные с образованием грифонов и межколонных проявлений на нефтепромысловых площадях Азербайджана, подробно рассмотрены в книге М. К. Сеид — Рза [36].

За последние четыре года (1952—1956 гг.) на промысловых площадях б. Краснодарнефти было зарегистрировано 15 круп­ных грифонов, причинивших значительный материальный ущерб и повлиявших в ряде случаев на нормальную разработку от­дельных нефтегазовых месторождений. Кроме того, в десятках скважин наблюдались межколонные проявления и отдельные случаи кратковременных грифонов. Всего на Кубани зареги­стрировано 85 скважин, на которых произошли грифоны и меж­колонные проявления.

Грифоны и межколонные проявления по отдельным площа­дям распределяются следующим образом: Ново-Дмитриев­

ская— 63 скважины — 74,2%; Калужская—10 скважин — 11,8%; Анастасиевско-Троицкая — 6 скважин — 7,0%; прочие площади — 6 скважин — 7,0%.

Распределение грифонов и межколонных проявлений по ви­дам работ, во время которых они произошли, представлено в табл. 23.

Таблица 23 Виды работ Проявления количество % При эксплуатации скважин………………………….. 57 67,0 „ испытании „ …………………………………………. 25 29,4 „ бурении „ ……………………………………………… 2 2,4 „ креплении „ ………………………………………….. 1 1,2 Всего……………. 85 100%

Фактические материалы по грифонам и межколонным про­явлениям показывают, что 93% подобных осложнений на Ку­бани произошло на трех площадях: Ново-Дмитриевской, Ка­лужской и Анастасиевско-Троицкой главным образом во время эксплуатации скважин и в процессе испытания продуктивного пласта на приток. Бурение, же скважин производилось более чем на 20 площадях. В чем же особенность этих площадей?

В тектоническом отношении эти три площади представляют собой антиклинальные складки. Крупные тектонические нару­шения здесь отсутствуют. Таким образом, объяснить возникно­вение грифонов и межколонных проявлений на этих площадях тектоническими нарушениями нельзя. Основные особенности указанных площадей заключаются в следующем. Ново-Дмит — риевское и Калужское месторождения характеризуются высо­кими пластовыми давлениями, превышающими гидростатиче­ское на 30—50%. Анастасиевско-Троицкая площадь отличается наличием огромной газовой шапки в IV (основном) меотиче — ском горизонте с узкой нефтяной оторочкой и наличием в верх­ней части разреза (выше IV горизонта) чисто газовых пластов.

Несмотря на указанные особенности этих площадей, разбу — ривание их было начато без тщательной проработки технологи­ческих вопросов проходки скважин и особенно конструкции их крепления. Применение стандартных методов проходки сква­жин, освоенных на Кубани, на неизученных площадях не могло обеспечить необходимого качества бурения в новых условиях. Это явилось основной причиной широкого распространения гри­фонов и межтрубных проявлений в первые годы разбуривания Ново-Дмитриевского, Калужского и Анастасиевско-Троицкого месторождений. Так, например, в ряде скважин Ново-Дмит­риевской площади спускали недостаточно качественные обсад­ные трубы, муфты в резьбовом соединении, при спуске не до- крепляли, смазка не обеспечивала необходимой герметичности резьбы, трубы перед спуском их в скважину не опрессовывали, проработку стволов скважин производили некачественно, без учета данных каверномера и со скоростями более 100 м/час, центрирующие фонари не’применяли и т. д. На Анастасиевско — Троицкой площади не перекрывали цементом верхние газоносные горизонты. Недостаточная глубина спуска кондукторов, и нена­дежная их цементировка не обеспечивали достаточно прочного закрепления верхней части ствола скважины. Ниже приводятся фактические данные, характеризующие условия возникновения наиболее крупных грифонов по Краснодарнефти.

Скв. 11 Калужская начата бурением в 1952 г. с целью раз­ведки газо-нефтеносности кумской свиты (фораминиферовые от­ложения). Кондуктор в эту скважину не спускали. При забое 2147 м скважина обсажена 10" технической колонной на глу­бину 1776 м. Цементировка произведена неудовлетворительно. Высота подъема цемента, установленная термометром, оказа­лась равной 673 м от башмака против 350 м по расчету, т. е. произошел переподъем цементного раствора на 323 м. С глу­бины 1967 м в скважине бурили второй ствол. Изоляцию пер­вого ствола при помощи установки цементного моста не произ­водили. Эксплуатационную колонну диаметром 65/8", собранную из импортных труб, зацементировали на глубине 2147 м цемен­том с пониженным сопротивлением изгибу (45,4 кг/см2). После ОЗЦ колонну опреосовали на 100 ат и перфорировали в интер­вале 2079—2094 м. После замены глинистого раствора удельного веса 1,62 г/см3 водой скважина начала фонтанировать нефтью и сдана в эксплуатацию в 1954 г. с дебитом 70 т/сутки при 5-мм — штуцере и давлениях :на буфере 70 ат и затрубном 70 ат.

В начале 1955 г. из-за — повышения газового фактора отбор — нефти ограничили до 50 т, при этом давление на буфере состав­ляло 125 ат и в затрубном 126 ат. Через месяц работы сква­жины на указанном режиме произошло резкое падение давле­ний — затрубяого до 65 ат и буферного до 60 ат. При осмотре — штуцерной катушки в ней обнаружили кусочки глины и це­мента. После смены штуцера скважину вновь пустили, она по­давала нефть, газ и глинистый раствор, а на расстоянии 100— 150 м от устья возник газо-водяной грифон диаметром до 5 м и высотой подбрасывания грязи до 3 м. Через сутки грифоны появились около самого устья скважины. Через 12 час. после начала работы грифона фонтанная арматура оказалась поврежденной. Скважина начала фонтанировать через боковой отвод фонтанной арматуры. Вслед за фонтанированием про­изошло воспламенение — грифона. Пожар удалось потушить взрывом 472 кг взрывчатого вещества. Через три недели со дня возникновения грифонов действие их прекратилось в резуль­тате подземного обвала.

Скв. 35 Троицкая закончена бурением 30 сентября 1954 г. Конструкция скважины: 113/4" кондуктор с-пущен на глубину 90 м с подъемом цемента до устья и 65/в" эксплуатационная колонна установлена на глубину 1574 м с подъемом цемента на 724 м от башмака колонны при расчетной высоте 400 м, т. е. с переподъемом цемента на 324 м. По-сле испытания герметич­ности колонны на 100 ат, она была перфорирована в интервале — 1523—1518 м.

Во время замены раствора на воду через 21 /2" насосно-ком­прессорные трубы, спущенные на глубину 1518 м, возникла циркуляция через межколонное пространство при давлении 90—100 ат. Вслед за этим началось выделение газа и вокруг устья скважины образовался грифон. Попытка закачать в сква­жину раствор и воду оказалась безуспешной. Действием усили­вающегося грифона сорвало присоединенный для закачки сква­жины грязевый шланг. Скважина начала фонтанировать, кроме грифона, и через колонну. По истечении 15 час. работы гри­фона в результате образования кратера фонарь опрокинулся, повредив при этом фонтанную арматуру. От действия:

грифонов и фонтана вокруг устья скважины образовалось озеро, заполненное нефтью и водой, площадью 120 га. Для лик­видации фонтана и грифонов заложили пять наклонно-напра­вленных скважин, две из которых (86, 85) ликвидировали в ре­зультате грифонообразования в начальной стадии бурения, третью (65) — из-за допущенного в процессе ее бурения на глу­бине 1150 м газового фонтана, четвертую не довели до проект­ной глубины вследствие фонтанирования и грифонообразова­ния. Фонтан и грифоны ликвидированы закачкой через сосед­нюю скважину (88) 977 ж3 глинистого раствора.

Скв. 23 Анастасиевская закончена бурением 23 ноября

1953 г. Кондуктор диаметром И3/’/’ спущен на глубину 186 ж ■с подъемом цемента до устья. &’!%" колонна установлена на глубину 1547 м с подъемом цемента на 707 ж от башмака вместо 400 м по расчету. Таким образом, переподъем цемент­ного раствора составил 307 ж. После опрессовки колонны и

перфорации в интервале 1512—1518 ж скважина введена в экс­плуатацию 25 июля 1954 г. Следует указать, что в период опро­бования этой скважины наблюдалось выделение газа вокруг направления, которое ликвидировали установкой бетонной тумбы. За время эксплуатации скважины (с июля 1954 г. по май 1955 г.) отбор нефти увеличен с 40 до 112 т/сутки, при этом газовый фактор возрос с 42 до 500 ж3/т. Вследствие рез­кого роста газового фактора эксплуатация скважины была прекращена с давлением на устье 104 ат и в затрубном 108 ат. Только через месяц после остановки, т. е. 13 июня 1955 г., скважину закачали водой, однако после закачки воды давле­ние в колонне осталось свыше 100 ат.

Скважина длительное время оставалась закрытой под давле­нием, в результате чего‘3 августа 1955 г. вокруг устья начали действовать грифоны, которые бурно увеличивали свою дея­тельность и размеры кратеров. Через 3 часа после обнаружения грифонов возник пожар. Выбрасываемой породой разрушило фонтанную арматуру, и скважина начала фонтанировать через колонну. За двое суток действия грифонов и открытого фонтана вокруг устья скважины образовался кратер диаметром 30— 40 ж.

Для ликвидации открытого фонтана и грифонов 25 августа 1955 г. в 200 ж к западу от скв. 23 заложили наклонно-напра­вленную скв. 289. При забое 800 ж она была ликвидирована вследствие образования грифонов непосредственно под основа­нием фонаря. 17 сентября 1955 г. на расстоянии 238 ж северо — западнее скв. 23 забурили вторую направленную скв. 301. Сква­жину успешно пробурили на глубину 1564 м, ее забой оказался в зоне IV фонтанирующего горизонта в 9 ж от ствола скв. 301. После спуска 6Vs" колонны, цементировки и ее перфорации приступили к закачке воды для ликвидации фонтана и грифо­нов скв. 23. Однако вследствие того, что перфорацию колонны

произвели против нефтяной части пласта, а не газовой, закачка 18370 м3 воды результатов не дала. .

Во время остановки по причине отсутствия воды для за­качки 2V2" трубы в скв. 301 прихватило вследствие перелива из скважины воды с песком.

Третью наклонно-направленную скв. 302 заложили на рас — •стоянии 252 м северо-западнее скв. 23. При глубине скважины 40 м произошел газо-водяной выброс и вокруг устья образо­вался грифон. Вышка с крупным блоком просела на 2 м. Скв. 302 была ликвидирована.

Четвертую наклонно-направленную скв. 304 заложили на — расстоянии 710 м от скв. 23. Это было вызвано быстрым рас­пространением газа в верхние проницаемые горизонты из фон­танирующей скв. 23, а также вследствие разлива р. Кубань. Скв. 304 глубиной 1770 м подвели к стволу скв. 23 (в зоне IV горизонта) на расстояние 23 м. После спуска колонны через скв. 304 закачали большое количество воды. Для увеличения приемистости забой скв. 23 дважды обрабатывали кислотой. После закачки 300 тыс. м3 воды фонтан и грифоны ликвидиро­вали. Работы по ликвидации грифонов на скв. 23 продолжа­лись более года.

Образования грифонов наблюдались и в других нефтепро­мысловых районах. Так, в б. Саратовнефти на скв. 18 Богаев­ская в процессе испытания на приток возник крупный грифон. В этой скважине на глубину 603 м спустили и зацементировали 123/4" кондуктор. Цемент подняли на 103 м от башмака кон­дуктора. При глубине скважины 2540 м вследствие бесперспек­тивности горизонта Дг-V (девон) 53//’ колонну опустили и за­цементировали на глубине 1657 м для испытания двух газовых пластов. Термометром установили недоподъем цементного рас­твора за 5" колонной на 135 м против расчетной высоты. После испытания колонны на герметичность произвели перфорацию в интервале 1596—1600 м для испытания черепетских отложе­ний. При опробовании горизонта получили приток газа с деби­том 210 тыс. м3! сутки, давление на устье 138 ат и пластовое давление 161,5 ат. Для испытания вышележащего горизонта в скважину закачали глинистый раствор, обнаружив при этом в межколонном пространстве выделение газа. Электротермомет­ром определили пропуски газа в резьбовых соединениях 53/4" ко­лонны в интервалах 290—300; 130—140; 60—80; 30—45 м.

Для изоляции пропусков газа 53/4" колонну перфорировали в интервале 363—365 м и закачали 30 т цемента. При испыта­нии колонны на герметичность давлением 90 ат пропусков не обнаружили. После прострела второго горизонта — сталиногор — ского — в интервале 1581 —1590 м отмечались поглощения, ко­торые при замене раствора водой усилились. Решили опреде­лить термометром зону поглощения, однако работы на сква­жине пришлось прекратить из-за бездорожья.

Через месяц и 10 дней после прекращения работ около устья скв. 14, находящейся ка расстоянии 700 м от скв. 18, появился грифон, а через 2 дня на расстоянии 14 м от устья скв. 18 образовался второй грифон. Попытка произвести за- давку скв. 18 водой не удалась, так как 21/2// насосно-компрес­сорные трубы были забиты.

Через 3 дня грифон возник и вокруг устья скв. 18, в резуль­тате выбросов породы и кусков металла, находившихся в бу­ровой, начался пожар. Вышка упала, сорвав при этом фонтан­ную арматуру. Пожар был потушен взрывом 500 кг ВВ. Для ликвидации грифона пробурили две наклонно-направленные скважины.

Скв. 2 Гаджинская (б. Средазнефть) пробурена на нижне­меловые отложения до глубины 616 м. Кондуктор спущен и зацементирован на глубину 53 м. Для перекрытия VII газо­вого горизонта (530—574 м) спущена 103//’ техническая ко­лонна с подъемом цемента на 350 м от башмака. Во время за­твердения цемента устье герметизировали превентером.

Через 7 час. после цементировки в 20 м от устья обнару­жили выделение газа на площади размером 15 X 100 м, а через 16 час. на расстоянии 300 м от скв. 2 появился мощный гри­фон, вслед за которым вдоль тектонической трещины протяжен­ностью 1 км с юго-запада на северо-восток образовалось еще 30 грифонов. Через 3 суток после возникновения грифонов вышка и оборудование исчезли в кратере диаметром до 50 м. По истечении 7 суток работы в результате обвала верхних не­устойчивых пород действие грифонов прекратилось.

Скв. 23 Ачалуки (б. Грознефть) имела следующую кон­струкцию: Ю3//’ кондуктор, зацементированный до устья на глубине 200 м и 65/s". эксплуатационная колонна, установленная на глубине 2351 м. Опробование верхнемеловых отложений проектировали открытым забоем. Бурение в 65/s" колонне про­изводили У/г" инструментом.

4 августа 1957 г. при подъеме инструмента для смены до­лота с глубины 2412 м на 50-й свече заметили, что уровень раствора в скважине не снижается, а после подъема еще двух свечей (долото на глубине 940 м) скважина начала перелив. ать раствором. С целью герметизации, устья сверху З’/г" инстру­мента поставили 4" бурильную трубу (под размер плашек пре­вентера) с обратным клапаном. Превентер закрыли, а скважина начала работать через боковой отвод превентера сначала рас­твором, а затем нефтью и газом. Из-за боязни вызвать пожар боковой отвод закрыли, в результате чего давление на устье скважины поднялось до 190 ат. При этом давлении резиновое уплотнение превентера было вырвано и начался открытый фон­тан с дебитом нефти 1600 м3 и газа 400 тыс. м3/сутки. Примене­ние свинцового пакера для ликвидации пропускав в превентере положительных результатов не дало. Решили закачивать в скважину. глинистый раствор через инструмент с допуском его до башмака 65/s" колонны.

15 августа 1957 г. при закачке раствора и воды через ин­струмент, .находящийся на глубине 940 м, из 21 /2" контрольного отвода на 103/4" кондукторе появились нефть и газ. Через 5— б час. после этого появились грифоны под двумя ногами вышки.

Следует указать, что при закачке давление. превышало 200 ат, а устье было герметично, очевидно, в результате заку­порки кольцевого пространства между 65/8" колонной и З’/г" инструментом резиной предохранительных колец. После неудач­ной попытки закачать в скважину раствор инструмент расхо — д’или и спустили под давлением при использовании системы от тяжных роликов до башмака 6" колонны, затем в скважину сравнительно легко закачали глинистый раствор.

Таким образом, в скв. 23 Ачалуки возникновение грифона является следствием герметизации устья скважины и задавки фонтана под большим давлением через инструмент, находив­шийся на значительном удалении от забоя (1472 м). При таком методе задавки скважины произошло нарушение 65/8" колонны, через которое нефть и газ проникли в межколонное простран­ство и далее за кондуктором на дневную поверхность, образо­вав грифоны.

Комментарии запрещены.