гнвп. Газонефтеводопроявления и грифонообразования
 Скачать 51.77 Kb.
|
|
Газонефтеводопроявления и грифонообразования - это серьезный вид осложнений при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, требующих длительных и дорогостоящих ремонтных работ. Бурение, особенно вскрытие продуктивного газового пласта, при некоторых обстоятельствах может привести к значительному поступлению флюида в скважину в процессе бурения и в зако- лонное пространство после цементирования. В некоторых случаях поступление флюида может перейти в газонефтеводопроявления с последующим развитием в грифоны, газовые или нефтяные фонтаны, наносящие огромный экономический ущерб. Особенно часты они при бурении газовых скважин с АВПД. На ряде месторождений, в особенности с аномально высокими пластовыми давлениями, наблюдаются многочисленные случаи заколонных газонефтепроявлений после цементирования обсадных колонн. Длительно действующие пропуски газа приводят к насыщению вышележащих пористых горизонтов. Значительные затраты средств и времени на ликвидацию фонтанов, грифонов и проявлений могли бы быть значительно снижены или сведены к нулю при правильном установлении природы газонефтепроявлений, их причины, проведении ряда организационно-технических и профилактических мероприятий. При эксплуатации газовых, газонефтяных, газоконденсат- ных и нефтяных месторождений часто наблюдаются случаи скопления газа между кондуктором (или промежуточной колонной) и эксплуатационной колонной. Пути движения газа в эксплуатирующихся скважинах в основном те же, что и при цементировании или ОЗЦ скважин, выходящих из бурения. Правда, в первом случае можно было бы отметить и появление нарушений колонны вследствие их коррозии и разрушения цементного камня под действием суффозии и пластовых вод. К наиболее характерным осложнениям при бурении и эксплуатации газовых скважин, требующих незамедлительного ремонта, относятся следующие: Насыщение бурового раствора газом в процессе бурения и (или) при остановке углубления скважины. Межколонные газопроявления, связанные с негерметичностью резьбовых колонн (этот вид осложнений встречается и при эксплуатации скважин). Заколонные (межколонные) каналообразования, связанные с физико-химическими процессами в кольцевом пространстве, и поступление по ним газа. Накопление газа в межтрубном (затрубном) пространстве. Межколонные перетоки и насыщение газом вышележащих пластов. Грифонообразования (характерны и для эксплуатации скважин). Каждое из названных осложнений может перерасти в открытые газовые (нефтяные) фонтаны, если вовремя не предпринять меры или не провести ремонтные работы. Выявление природы газопроявлений при бурении и после цементирования скважин, объяснение причин движения газа, объединение наблюдений и результатов экспериментов в единую теорию представляют довольно сложную задачу. В настоящем разделе предпринята попытка обобщить значительный опыт отечественной и зарубежной практики по предупреждению и борьбе с газопроявлениями при бурении и креплении (при заканчивании) скважин с учетом специфических свойств газа. ПРИЧИНЫ ПОСТУПЛЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ В СКВАЖИНУ ПРИ БУРЕНИИ В процессе проводки скважины пластовые флюиды постоянно поступают в скважину, в том числе при превышении забойным давлением рза6 пластового рпл. Систематизация причин ГНВП представлена на рис. 4.3. Конечно, поступление флюидов из пласта в скважину при превышении забойным давлением пластового практически не может привести к созданию предвыбросовой ситуации.  Рис. 1. Систематизация причин газонефтепроявлений при бурении скважин Однако даже незначительное по объему поступление газа из пласта может привести к некоторому снижению забойного давления и возникновению опасности пожара при дегазации бурового раствора на устье. Вместе с тем подобные поступления газа в буровой раствор при рзаб > р пл очень часто дают повод для его утяжеления. Ниже рассмотрены причины поступления в буровой раствор пластовых флюидов и показана целесообразность немедленного утяжеления раствора при первых признаках ГНВП. Причинами поступления пластовых флюидов в скважину могут являться: капиллярный переток; переток за счет осмоса; поступление пластового флюида с выбуренной и обвалившейся породой; гравитационное замещение; диффузия газа; контракционный и фильтрационно-депрессионный эффекты. Капиллярный переток. Обусловлен капиллярным противотоком при поступлении фильтрата раствора в пласт. Однако поступление флюидов в скважину за счет капиллярного перетока столь незначительно, что не может быть замечено. Кроме того, переток может возникнуть при наличии поровых каналов диаметром до 1 мкм, капиллярное давление в которых способно вытеснить нефть или газ из пласта в скважину. В каналах большего диаметра капиллярные силы слишком малы, и флюиды оттесняются по ним фильтратом бурового раствора в глубь пласта. Переток за счет осмоса. При осмотическом перетоке флюидов через полупроницаемую перегородку (в данном случае — фильтрационная корка) не происходит существенного накопления пластового флюида в стволе скважины, которое могло бы быть замечено на поверхности. Поступление пластового флюида с выбуренной и обвалившейся породой. Когда буровой раствор попадает на свежую поверхность породы, только что вскрытой долотом, то за тот короткий промежуток, за которым следует новый срез породы долотом, фильтрат бурового раствора не успевает вытеснить пластовые флюиды из открывшихся пор и трещин и протолкнуть их в пласт. Таким образом, обломки выбуренной породы, выносимые раствором на поверхность, содержат пластовые флюиды. В результате многочисленных наблюдений установлено, что при разбуривании газосодержащих пород повышение механической скорости проходки приводит к увеличению содержания газа в буровом растворе. Каких-либо признаков поступления жидких флюидов вместе с выбуренной породой практически не отмечено. Содержание газа в буровом растворе (С, %) может быть рассчитано по формуле  гдеVм — механическая скорость проходки, м/с; О — диаметр скважины, м; С1 — содержание газа в породе, %; рза6, ру — соответственно забойное и устьевое давления, МПа; О — объемная скорость потока бурового раствора в затрубном пространстве, м3/с. Данные о содержании газа в буровом растворе на выходе из скважины (ру = 0,1 МПа) для условий бурения долотом диаметром 215,9 мм при подаче насосов 25-10-3 м3/с в породах с открытой пористостью, равной 20 %, в зависимости от механической скорости проходки, представлены в табл. 1, где Дрза6 — снижение забойного давления; рвых, рисх — плотность бурового раствора на выходе из скважины и исходная — при подаче в скважину; ж — суммарный объем поступившего в течение 1 ч газа, приведенный к забойным условиям. Видно, что при повышении механической скорости проходки за счет поступления газа с выбуренной породой плотность бурового раствора на выходе из скажины значительно снижается. Однако при этом почти не снижается забойное давление. Так, даже при 80%-ном содержании газа и рза6 = = 100 МПа, последнее снижается всего на 2,7 МПа. Таким образом, при ограничении механической скорости проходки надо исходить не из опасности снижения забойного давления, а из возможной подачи дегазационной установки, а также необходимости предупреждения пульсаций бурового раствора на устье вследствие выхода пузырьков газа из скважины. Чтобы представить себе объем газа, который может поступить из пласта с низкой проницаемостью при депрессии на пласт, рассмотрим следующий пример. Если предположить, что поступление газа обусловлено депрессией, равной 1 МПа, и вскрыт газоносный пласт толщиной 0,1 м с проницаемостью 1-10"15 м2 и контуром питания не более 10 м, то в течение 1 ч в скважину может поступить всего 0,2 м3 газа. Вполне очевидно, что поступление газа из Т аб ли ц а 1 Изменение плотности бурового раствора при выходе его из скважин
низкопроницаемого пласта за счет депрессии будет существенно большим, чем поступление его с разбуренной породой даже при очень высоком показателе открытой пористости. В связи с указанным вскрытие газоносных низкопроницаемых пластов малой толщины с репрессией считается предпочтительным. При вскрытии с депрессией нефте- и водоносных пластов с низкой проницаемостью поступление в раствор нефти или воды может быть не замечено, но растворенный в них газ будет газировать буровой раствор, а объем этого газа может быть сопоставим с объемами газа, поступающего с выносимой породой. Расчеты показывают, что если в буровом растворе объемом 100 м3 есть 5—10 % нефти, то поступление 2 — 3 м3 нефти за время цикла циркуляции из пласта толщиной 1 м с проницаемостью (1—2)-10"14 м2 не будет зафиксировано ни по показаниям плотномера, ни по данным центрифугирования, а поступление 2 — 3 м3 пластовой воды, кроме того, практически не изменит показателя фильтрации раствора. Даже поступление 2 — 3 м3 рапы в буровой раствор, подготовленный для вскрытия рапопроявляющих пластов, не может быть обнаружено ни по показаниям плотномера, ни по значению показателя фильтрации, ни по результатам замера вязкости. В то же время добавление 2 — 3 м3 жидкости к объему циркулирующего раствора однозначно фиксируется с помощью уровнемера как поступление пластового флюида. Учет известных факторов, способствующих переходу газа из породы в скважину при разбуривании газоносных горизонтов, сложен и пока не поддается точному определению. Однако с известными допущениями можно определить количество газа, переходящее в скважину в процессе бурения. Более точно объем газа, поступающий в скважину, может быть определен следующим образом. Очевидно, рассматриваемое его количество прямо пропорционально скорости разбуриваемого газового горизонта и объему выбуренной и обвалившейся породы: чем выше коэффициент кавернозности, тем больше попадает газа в скважину (пропорционально квадрату диаметра вновь образованного ствола и высоте каверны). Количество газа, попадающее при этом в единицу объема бурового раствора, обратно пропорционально его скорости циркуляции. При этом можно записать:  ЗдесьQ — количество газа, поступившего в единицу объема бурового раствора при разбуривании пород в единицу времени; О — диаметр долота; К — коэффициент кавернозности; Vм — механическая скорость бурения; ур — скорость циркуляции глинистого раствора; п — коэффициент вскрытой пористости пород (он обычно меньше общей, но больше эффективной пористости); а — количество связанной в породах воды; в — коэффициент проникновения фильтрата бурового раствора (воды) (он определяется как отношение скорости V, проникновения фильтрата (воды) в породу на забое в направлении бурения к механической скорости Vм бурения если Vн > Vм, то поступление газа в скважину практически исключается (за вычетом невытесненного газа и газа, заключенного в части закрытых пор); ф г, фн, фв — соответственно газо-, нефте и водонасыщение (доли пористого пространства, занятые газом, нефтью, водой); Vн, Vв — объемы газа, содержащегося в растворенном состоянии в единице объема нефти или воды, приведенного к условиям (температуре и давлению) пласта; фн, Vн — растворенный и конденсированный газ; Вг — объемный коэффициент газа, равный объему, занимаемому 1 м3 данного газа при температуре Т и давлении р пласта,  где г — коэффициент сжимаемости газа, равный отношению объема реального газа к объему идеального при одинаковых температуре и давлении. При фг = 1 и фв = 0 формула (4.4) значительно упрощается. Если пренебречь отклонениями от закона Генри при высоких давлениях, величины Vн и Vв для конкретной пластовой температуры можно приближенно определить по коэффициентам растворимости газов в нефти и воде и по пластовому давлению. Пластовые флюиды в забойных условиях, попадая в буровой раствор, остаются практически в тех же агрегатных состояниях, в которых они пребывали в породах. При подъеме вместе с глинистым раствором в результате уменьшения давления часть находившихся в состоянии конденсации углеводородов начинает переходить в газообразное состояние. Подсчитаем весьма ориентировочно количество газа, попадающее во время бурения газового объекта в скважину, при следующих допущениях: фг = 1; а = 0; в = 0. Примем диаметр долота равным 254 мм, скорость пр ох од- ки 5 м/ч, объемную скорость циркуляции 30 л/с при п = = 25 %. Будем считать, что газ представлен метаном, коэффициент растворимости которого в воде составляет 0,03. Примем, что растворимость метана в глинистом растворе равна 0,03 (хотя она будет, несомненно, меньше вследствие минерализации пластовыми водами, наличия твердой фазы и т.д.). Приблизительный расчет показывает, что при приведенных данных и допущениях количество поступившего в скважину газа составит 55 см3 за 1 ч. Если допустить, что поры пласта заполнены водой с растворенным в ней газом, количество газа, поступившее в скважину, будет значительно меньше 16 см3 за 1 ч. Естественно, с уменьшением скорости проходки ум в газовом горизонте до 2,5 м/ч скорость поступления газа в последнем случае снизится до 8 см3/ч. При равномерной скорости проходки и известной подаче насосов можно определить снижение плотности бурового раствора на поверхности в результате одного цикла циркуляции. На рис. 2 показано снижение плотности бурового раствора в зависимости от скорости проходки и подачи насосов (глубина скважины 1000 м) при начальной плотности раствора 1,2 г/см3. Часто газ попадает в скважину из глин. Из формулы (1) следует, что количество поступающего в единицу времени газа пропорционально механической скорости бурения. Однако данные практики весьма противоречивы, и количество газа в одних случаях больше, в других — меньше, х о- тя условия бурения примерно одинаковы. Так, по данным,  Рис. 2. График изменения плотности бурового раствора в зависимости от механической скорости бурения и подачи насосов, л/с: 1 - 30; 2 - 20; 3 - 10; 4 - 5; 5 - 2 фильтрация газа в скважину при скорости бурения 6 м/ч почти не происходила и, наоборот, при скорости в 10 раз меньшей количество поступающего в скважину газа было большим. Согласно М.Л. Сургучеву, при малых скоростях бурения (0,75 — 1,50 м/ч) газ в растворе не был обнаружен. Столь противоречивые данные объясняются тем, что в приведенных экспериментах количество поступающего в скважину газа мало зависело от скорости бурения. Результаты повышения содержания газа в буровом растворе при увеличении скорости проходки в продуктивном газовом пласте следующие: долото диаметром 243 мм, объемная скорость циркуляции бурового раствора 30 л/с, пористость и коэффициент насыщения продуктивного горизонта соответственно составляют 20 и 0,8 %, пластовое давление 10,0 МПа. Зависимость содержания газов С2 — С4, образующихся из газоконденсатов, в восходящем потоке бурового раствора (Н.И. Легтев) от скорости бурения продуктивного пласта имеет следующий вид: Содержание газов в буровом растворе, % 2,1 8,6 17,2 Скорость бурения, м/ч 3 12 24 Содержание газов С2 — С4, приведенных к нормальным условиям в буровом растворе, % 5,4 10,8 21,5 Скорость бурения, м/ч 3 6 12 Е.М. Геллером получены данные по ряду месторождений, на скважинах которых проводился газовый каротаж. Для построения точек на газокаротажной диаграмме выбирался максимум, соответствующий максимуму одного из продуктивных горизонтов. Фактическое содержание газа в растворе О определялось как среднее арифметическое из всех точек этого максимума. Привязка интервала к определенной глубине осуществлялась по электрокаротажу. Для этого интервала находились скорость бурения Ум и средняя подача насосов. Определяли количество кубических сантиметров газа, поступающего из выбуренных пород, на каждый литр бурового раствора, прошедшего через забой (рис. 3). Полученная зависимость отношения фактического О и теоретического Оп содержания газа (0/0п) от механической скорости бурения Ум характеризует действительный режим обогащения газом бурового раствора на забое бурящейся скважины.  Видно (см. рис. 3), что обогащение бурового раствора происходит не только за счет попадания газа из разбуренных Рис. 3. Содержание газа в растворе в зависимости от скорости проходки. Елшанка: 1 - башкирский ярус, верхняя часть; 2 - угленосная свита; 3 - Верейский горизонт; 4 - башкирский ярус, нижняя часть; Песчаный Умет: 5 - башкирский ярус, нижняя часть; 6 - угленосная свита; 7 - турнейский ярус; Соколова гора: 8 - башкирский ярус, нижняя часть; 9 - пашийская свита; 10 - живетский ярус Предположение о том, что на практике может создаваться ситуация, при которой рза6 > рпл, и при этом значительно возрастает скорость гравитационного замещения, неверно, потому что в таких условиях возникают поглощения бурового раствора. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||