7 Осложнения при бурении. Поглощения и газанефтеводопроявления. Осложнения при бурении нефтяных и газовых скважин

• Название: Осложнения при бурении нефтяных и газовых скважин
• Дата: 17.03.2022
• Размер: 381.02 Kb.
• Имя файла: 7 Осложнения при бурении. Поглощения и газанефтеводопроявления.docx
• Тип: Документы; #401224
• страница: 1 из 8

ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ БУРЕНИИ

НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
1. Основные понятия и определения
Курс «Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин» являются одним из основных среди специальных дисциплин для студентов специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин». Это связано с тем, что глубины скважин постоянно увеличиваются, в результате чего геологические условия бурения становятся сложнее, а вероятность различных осложнений возрастает. Все это требует совершенствования техники и технологии бурения.

К осложнениям относятся нарушения технологического процесса бурения при соблюдении технического проекта и единых правил безопасности, вызванные горно–геологическими условиями. При осложнениях бурение скважины возможно, но для этого необходимо выполнение специальных мероприятий. Если осложнения встречаются редко, или их нет вовсе, то процесс строительства скважин характеризуется как нормальные условия бурения. Если осложнения возможны на каждой скважине, то это осложненные условия бурения. В последнем случае уже на стадии проектирования предусматривается комплекс специальных мероприятий.

К числу осложнений относятся:

• 
  поглощение бурового раствора;
  
• 
  газонефтеводопроявления (ГНВП);
  
• 
  нарушение устойчивости стенок скважины;
  
• 
  прихваты;
  
• 
  осложнения при разбуривании многолетнемерзлых пород (ММП).
  

Авария – нарушение технологического процесса бурения, вызываемое потерей подвижности колонны бурильных труб, или ее поломкой, с оставлением в скважине отдельных элементов колонны, а также различных предметов и инструментов, для извлечения которых требуется специальные работы, не предусмотренные проектом.

Аварии условно подразделяются на:

• 
  аварии с бурильной колонной;
  
• 
  аварии с породоразрушающим инструментом;
  
• 
  аварии с забойными двигателями;
  
• 
  аварии, связанные с падением в скважину посторонних предметов;
  
• 
  аварии при геофизических исследованиях;
  
• 
  пожары и взрывы;
  
• 
  прочие.
  

Практически все осложнения, если не принимать специальных мер по их предупреждению и ликвидации, переходят в аварии. Так, например, проявления и поглощения бурового раствора могут перейти в открытый фонтан – самую тяжелую аварию, посадки и затяжки инструмента, осыпи со стенок скважины – к не освобождаемому прихвату, несоблюдение теплового режима в скважине – к вмораживанию инструмента.

На ликвидацию осложнений и аварий в целом по стране расходуется 10-12 % рабочего времени. Особенно заметен рост числа и тяжести аварий с увеличением глубины скважин. Так, например, в интервале 2000-3000 м на 100 м проходки на ликвидацию аварий тратится в среднем 0,3 часа, а в интервале 5000-5500 м – 3,8 час. Вместе с тем, 95 % всех аварий возникает в результате нарушения технологии бурения, т.е. по вине исполнителей. Следовательно повышение технологической дисциплины позволит существенно повысить производительность труда.
2. Давления в скважине и околоствольном пространстве
Практически все осложнения и большинство аварий возникает в результате того, что давление в скважине не соответствует необходимому. Так, например, если давление на забое ниже требуемого, то возможны проявления различной тяжести, обвалы стенок скважины. При высоком давлении возникает поглощение бурового раствора. Поэтому необходимо рассмотреть вопросы, связанные с действующими в скважине давлениями, их влиянием на процесс бурения, методикой определения, изменением во времени, способами регулирования.

3. Горное (геостатическое) давление

Горное давление Р_гор это давление, создаваемое весом вышележащих горных пород. Оно может быть определено из выражения

МПа

где Н – глубина залегания пласта, м;

- средневзвешенный удельный вес горных пород вышележащих горизонтов, Гс/см³.

Удельный вес горных пород может быть определен геофизическими методами или по керну.

На площадях с незначительной тектонической активностью градиент горного давления, т.е. величина его повышения с углублением на единицу длины, составляет примерно 22620 Па/м, а в тектонически активных зонах 18100 Па/м.

Напряжения, возникающие в массиве горных пород под действием горного давления, после бурения скважины существенно изменяются. Это приводит к деформации стенок ствола и, как следствие, к осложнениям.

4. Пластовое (поровое) давление

Поровое давление - это давление, создаваемое флюидом (вода, газ, нефть или их смесь) на стенки пор горной породы. Если поры соединены между собой (порода проницаема), то давление чаще называется пластовым. Нормальное пластовое давление Р_пл равно гидростатическому давлению столба слабосоленой воды на данной глубине, т.е.

,

где - плотность воды;

g – ускорение свободного падения.

Градиент нормального пластового давления составляет порядка 10500 Па/м. Однако в результате различных геологических процессов залежь углеводородов после ее формирования может переместиться относительно поверхности земли вверх или вниз. При этом пластовое давление при увеличении горного давления может возрасти в результате деформации (уплотнения) скелета породы. Однако если порода сильно сцементирована, то уплотнение ее не происходит. При возрастании температуры поровое давление возрастает, так как коэффициент температурного расширения жидкостей, а тем более газов, во много раз больше, чем твердых тел. В результате этих процессов в замкнутых продуктивных пластах, т.е. в пластах, не имеющих гидродинамической связи с окружающими породами, пластовое давление может стать больше или меньше первоначального нормального. В результате оно становиться аномально высоким (АВПД) или аномально низким (АНПД). Степень этой аномальности оценивается коэффициентом К_а, равным отношению фактического пластового давления к нормальному, т.е.

.

Коэффициент анормальности не может быть меньше 0 и больше индекса горного давления К_г, определяемого по формуле

.

Для большинства месторождений коэффициент анормальности колеблется в пределах от 0,8 до 1,2. Его максимальное известное значение равно приблизительно 2. При бурении скважин на новых площадях К_а принимается равным 1,2. Коэффициент анормальности всегда существенно больше в кровле пласта и прилегающих породах, чем в подошве.

Величина пластового давления определяется на стадии разведки месторождения с помощью глубинных манометров. В процессе бурения, если начинается поступление флюида в скважину, то пластовое давление можно определить следующим образом. Устье скважины герметизируется превентором, и определяется давление бурового раствора на стояке Р_ст. Пластовое давление будет равно

Р_пл=Р_ст+ρgН,

где ρ – плотность бурового раствора.

Однако следует учесть, что с течением времени внутрь колонны бурильных труб может попасть флюид, в результате чего плотность раствора уменьшится, а величина ее будет неизвестна. Поэтому давление на стояке необходимо зафиксировать в течение нескольких минут после закрытия превентора. Нельзя держать скважину закрытой длительное время, так как в этом случае давление на устье может стать равным пластовому.

В процессе разработки месторождения пластовое давление снижается, однако если используются различные методы его поддержания (ППД), то оно сохраняется или даже повышается.

5. Гидростатическое давление

Давление в скважине, создаваемое столбом бурового раствора, называется гидростатическим Р_гс, и может быть определено из выражения

Р_гс=ρgН.

Для предотвращения поступление пластового флюида в скважину гидростатическое давление должно быть больше пластового. Необходимая плотность бурового раствора при известном пластовом давлении определяется по формуле

,

где - необходимое превышение давления над пластовым.

Нормативно установлено, что при глубине скважины до 1200 м это превышение должно составлять 10 % от пластового, но не более 1,5 МПа.

Следует отметить, что с увеличением глубины, а следовательно, и давления, плотность раствора увеличивается, а с увеличением температуры уменьшается. При глубинах до 3000 м эти явления взаимоисключают друг друга и их можно не учитывать. При больших глубинах влияние температуры более весомо, что приводит к ощутимому снижению плотности раствора.

Гидростатическое давление в скважине может снижаться по следующим причинам.

Во первых, из-за снижения плотности раствора в процессе бурения, поэтому необходим постоянный контроль этого параметра в соответствии с регламентом.

Во вторых, за счет опорожнения скважины при подъеме инструмента, поэтому необходим долив раствора.

В третьих, при отсутствии циркуляции бурового раствора за счет седиментации шлама, температурных изменений, фильтрации, контракции. Величина снижения давления ΔР_гс при остановках до 10 час принимается равной

.

При остановках более 10 час.

.

В четвертых, за счет частичного ухода раствора в окружающие породы во время ремонтов, простоев, геофизических исследований.

6. Давление гидроразрыва

Давление гидроразрыва - это давление, при котором нарушается целостность горной породы в стенках скважины, и образуются искусственные трещины. При добыче углеводородного сырья гидроразрыв используется для интенсификации притока флюида к скважине. В процессе бурения гидроразрыв крайне нежелателен, так как это приводит к уходу бурового раствора в окружающие породы. Давление гидроразрыва зависит от:

• 
  величины горного давления;
  
• 
  естественной трещиноватости горных пород;
  
• 
  порового давления;
  
• 
  проницаемости пород;
  
• 
  реологических свойств и расхода жидкости разрыва.
  

С увеличением глубины давление гидроразрыва увеличивается и приближается к горному. Как показывают визуальные наблюдения (на нефтяных шахтах) и специальные исследования, раскрытие искусственных трещин при гидроразрыве может доходить до 20 мм, а их протяженность до нескольких десятков и даже сотен метров.

Величина давления гидроразрыва может быть определена следующим образом. Устье скважины герметизируется и в колонну бурильных труб закачивается буровой раствор, при этом постоянно фиксируется его давление и объем, и строится диаграмма, показанная на рис. 1. На участке ОА пласт противостоит создаваемому давлению, в точке А начинает поглощать жидкость и зависимость «давление–объем» становится нелинейной. В точке В давление превышает напряжения в стенках скважины, что приводит к образованию искусственных трещин и резкому падению давления на устье

Это и есть давление гидроразрыва. Давление в точке С называется давлением распространения разрыва. При этом образовавшиеся трещины уходят вглубь массива горных пород.

При отсутствии фактических данных давление гидроразрыва Р_гр может быть определено по следующим формулам, предложенными разными авторами
Р_гр=0,083 Н+0,66 Р_пл,

Р_гр=0,87 Р_гор,

Р_гр=0,85(Р_гор- Р_пл)+ Р_пл,





где - коэффициент Пуассона.

Его ориентировочные значения приведены ниже.

Глина плотная 0,25-0,4