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: 3 из 8

1. Причины проявления

Основная причина газонефтеводопроявлений (ГНВП) - превышение пластового давления над давлением в скважине. Едиными правилами безопасности предусмотрено превышение гидростатического давления в скважине ΔP над пластовым давлением P_пл в следующих пределах:

• 
  для скважин глубиной до 1200 м ΔP=10% P_пл, но не более 1,5 МПа;
  
• 
  для скважин глубиной от 1200 м ΔP=5% P_пл, но не более 2,5-3,0 МПа;
  

Давление в скважине может оказаться меньше пластового по следующим причинам:

• 
  ошибки в определении пластового давления и глубины залегания продуктивного горизонта на стадии проектирования;
  
• 
  снижение плотности бурового раствора из-за поступления флюида в скважину и при длительных остановках;
  
• 
  недолив скважины при подъеме инструмента;
  
• 
  эффект «поршневания» при подъеме инструмента;
  
• 
  поглощение бурового раствора при высоких скоростях спуска инструмента;
  
• 
  при неправильной установке жидкостных ванн.
  

Вместе с тем, ГНВП могут возникнуть и в случае, если давление в скважине больше пластового. Это возможно в результате:

• 
  выделения флюида из выбуренной и осыпавшейся породы;
  
• 
  гравитационного замещения;
  
• 
  капиллярных сил;
  
• 
  диффузии и осмоса;
  
• 
  контракции, фильтрации.
  

Эти процессы, без сомнения, происходят и в случае, если давление в скважине ниже пластового, но они имеют подчиненное значение и опасны только при длительных остановках в процессе бурения при загерметизированном устье скважины.

Как показывает статистика, количество фонтанов в зависимости от причин их возникновения распределяется следующим образом:

• 
  недостаточная изученность геологии – 10 %
  
• 
  неправильная конструкция скважины, некачественное цементирование – 20 %
  
• 
  внезапное поглощение – 10 %
  
• 
  отсутствие или неисправность противовыбросового оборудования (ПВО) – 20 %
  
• 
  нарушение технологии – 40 %
  

Особую опасность с точки зрения возникновения ГНВП представляют пласты с аномально высоким пластовым давлениям. Нормальное пластовое давление равно гидростатическому давлению воды на данной глубине. Возникновение пластов с АВПД объясняется геологическими процессами, происходящими после формирования залежи углеводородов (денудация, подвижки в земной коре).

Основной причиной ГНВП является поступление газа в скважину (большинство фонтанов газовые, в нефти в достаточно большом количестве содержится растворенный газ, который в скважине переходит в газообразное состояние). В связи с этим необходимо рассмотреть поведение газа в буровом растворе. Природа газирования раствора изучена недостаточно, однако установлено, что поступающий в скважину газ может находиться в следующих состояниях:

• 
  растворенным в буровом растворе;
  
• 
  в виде пузырьков, неподвижных относительно раствора;
  
• 
  в виде всплывающих пузырьков;
  
• 
  в виде пузырей, соизмеримых по размерам с каналом движения (скважина, труба, кольцевое пространство) – снарядный режим всплытия;
  
• 
  кольцевой режим, когда газ занимает все сечение канала движения.
  

Природный газ достаточно легко растворяется в буровом растворе, причем растворимость тем выше, чем больше давление и температура (при P = 5 МПа и t = 60º С растворяется 0,9 м³ газа в 1 м³ воды, а при P = 50 МПа и t = 200^о С – 11 м³/м³). Плотность раствора при этом практически не меняется.

При движении по скважине вверх по мере снижения давления из раствора выделяются свободный газ, а на глубине порядка 100 м большая часть газа переходит в газообразное состояние и движется вверх в виде пузырьков. Газовый конденсат переходит в газообразное состояние на глубине порядка 100 – 300 м. При поступление в скважину нефти с растворенным газом происходит аналогичная картина, однако следует отметить, что растворимость газа в нефти значительно выше, чем в воде, а тем более в буровом растворе. Однако, как показывают расчеты, при пузырьковом движении газа давление в скважине снижается незначительно, и такой режим движения газа реальной опасности с точки зрения ГНВП не представляет. Более того, имеется значительный опыт бурения скважин с газирующим раствором, что существенно повышает технико – экономические показатели.

При снарядном и кольцевом режиме всплытия газа и открытом устье по мере движения вверх давление газа снижается, а объем в соответствии с законом Бойля‑Мариотта PV=const увеличивается. Это приводит к снижению гидростатического давления в скважине и в некоторый момент оно может стать ниже пластового, следствием чего может быть фонтанирование.

Скорость всплытия газа при пузырьковым режиме колеблется в приделах 300‑350 м /час, а при снарядном 600‑900 м/час в зависимости от свойств раствора. Следовательно от появления первых признаков до фонтанирования проходит несколько часов.

В случае, если устье скважины закрыто, например, превентором, и происходит всплытие газа, то объем его практически не меняется, и согласно закону Бойля‑Мариотта давление сохраняется неизменным. Следовательно давление на устье может стать равным пластовому, а это может привести к разрушению ПВО или обсадной колонны. По этой причине нельзя держать скважину закрытой длительное время.
2. Признаки ГНВП
Безаварийная проводка скважин возможна только при раннем обнаружении зон АВПД. Глинистые породы, перекрывающие залежи углеводородов, как известно, имеют высокую пористость, но низкую проницаемость. При высоких пластовых давлениях флюид за длительное время проникает в поры этих пород, образуя так называемые «ореолы вторжения». В процессе бурения таких интервалов по ряду признаков, наблюдаемых на поверхности, возможно с достаточной уверенностью говорить о приближении скважины к залежам с АВПД и принимать соответствующие решения по предупреждению проявлений. В зарубежной практике известно 14 способов установления АВПД в процессе бурения. К ним относятся:

• 
  механическая скорость бурения;
  
• 
  d - экспонента;
  
• 
  крутящий момент;
  
• 
  нагрузка на долото;
  
• 
  давление раствора на стояке;
  
• 
  уровень раствора в приемных емкостях;
  
• 
  расход раствора;
  
• 
  количество шлама на выбросе и его вид;
  
• 
  газосодержание раствора;
  
• 
  сужение ствола;
  
• 
  содержание хлоридов в фильтрате;
  
• 
  плотность глин;
  
• 
  электросопротивление частиц шлама.
  

Следует отметить, что наличие двух – трех из этих признаков зачастую бывают достаточным для предсказания АВПД. Из всех перечисленных признаков рассмотрим наиболее информативные и не требующие специального оборудования для их определения.

Как известно, механическая скорость бурения зависит от величины дифференциального давления. С его ростом шлам «прижимается» к забою, необходимо его переизмельчение. При бурении глинистых пород «ореола вторжения» дифференциальное давление равно 0, или может стать даже отрицательным, а это приведет к резкому возрастанию механической скорости бурения. В некоторых случаях она возрастает в несколько раз на интервале в 10 м. Это явление называется «скачок проходки».

Однако в процессе бурения механическая скорость V_мехменяется в связи с тем, что меняется режимные параметры. Их изменение может быть скомпенсировано нормализацией механической скорости. За рубежом для этого используются d – экспонента, и зависимость между этими параметрами имеет следующий вид:

,

где Р_ОС – осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент;

D – диаметр долота;

А – коэффициент пропорциональности;

n - частота вращения.

Нашими исследователями для этих же целей предлагается использовать а – экспоненту.

,

где ρ – плотность бурового раствора;

g– ускорение свободного падения.

В обычных условиях а – экспонента и d – экспонента с увеличением глубины возрастают, а при росте порового давления показатель экспоненты механической скорости снижается. Наиболее просто d– экспонента определяется по номограммам.

Глинистые породы «ореола вторжения» имеют повышенную способность к пластическому течению. Они выжимаются в скважину, что приводит к сужению ствола и, как следствие, к возрастанию крутящего момента на роторе, увеличению нагрузки на крюке при подъеме инструмента и к снижению - при спуске.

При поступлении флюида в скважину, плотность которого, как правило, ниже плотности раствора, давление на стояке снижается, однако при высоком пластовом давлении и большой продуктивности пласта давление на стояке возрастает.

Поступление флюида в скважину приводит к увеличению объема циркулирующего раствора, что отмечается увеличением расхода на устье, повышением уровня раствора в приемных емкостях. Это является наиболее ранним признаком проявления.

Увеличение механической скорости бурения приводит к увеличению количества шлама, размеры его частиц увеличиваюся, так как не происходит его переизмельчения. Количество шлама увеличивается также за счет отколовшейся породы от стенок скважины под действием порового давления. Этот шлам имеет остроугольную форму, в то время как обычный шлам округлый.

Газ в раствор поступает из выбуренной породы независимо от порового давления, и при выходе на поверхность раствор начинает газировать («кипит»). Наличие газа приводит к снижению плотности раствора. Информативность этих признаков достаточно высока.
3. Предупреждение газонефтеводопроявлений
Основные мероприятия по предупреждению ГНВП сводятся к следующим:

• 
  установка противовыбросового оборудования (ПВО);
  
• 
  проверка работоспособности ПВО раз в сутки;
  
• 
  установка автоматической газокаротажной станции (АГКС);
  
• 
  установка в КНБК клапана – отсекателя, а под ведущей трубой шарового крана;
  
• 
  учебные тревоги раз в месяц;
  
• 
  наличие запаса бурового раствора, равного объему скважины;
  
• 
  контроль за циркуляцией раствора (расход на устье, уровень в приемных емкостях);
  
• 
  при снижении плотности раствора необходимо довести ее до указанной в ГТН;
  
• 
  выравнивание параметров раствора перед подъемом инструмента;
  
• 
  снижение скорости спуско‑подъемных операций;
  
• 
  долив скважины при подъеме инструмента, если объем долива сокращается, то подъем необходимо прекратить, скважину промыть;
  
• 
  при появлении признаков проявлений при поднятом инструменте, необходимо начать спуск его на максимально возможную глубину;
  
• 
  при вынужденных остановках колонна бурильных труб должна быть поднята до башмака обсадной колонны, и раз в сутки должна опускаться до забоя для промывки скважины.
  

Большинство из этих мероприятий очевидно и пояснений не требует, поэтому остановимся только на некоторых из них.

Буровой раствор, находящийся в запасных емкостях, раз в 7‑10 дней перемешивается и производится контроль всех его параметров с доведением до требуемых.

В процессе бурения необходимо следить за уровням раствора в приемных емкостях, и при его повышении принимать соответствующие меры. Для повышения точности уровнемеров, выдающих световой и звуковой сигналы, необходимо уменьшить площадь зеркала приемных емкостей.

Плотность и вязкость раствора при разбуривании газовых горизонтов контролируется через 10‑15 мин, а СНС, водоотдача и температура – через час. Допустимые колебания плотности составляет 0,02 г/см³ при плотности до 1,45 г/см³ и 0,03 г/см³ при большей плотности.

При большой скорости подъема инструмента имеет место эффект «поршневания», особенно при больших значениях СНС и вязкости раствора, и, как следствие, снижение давления на забое, что приводит к поступлению флюида в скважину. При большой скорости спуска может произойти поглощение бурового раствора, а в результате – снижение гидростатического давления в скважине. Такие колебания давления могут быть особенно значительны при наличии сальников.

Долив скважины предпочтительнее производить не непрерывно, а периодически после подъема определенного числа свечей. Это позволяет более точно контролировать объем доливаемой жидкости. Допустимое число свечей N, которое может быть поднято без долива, определяется из выражения:

,

где Д – диаметр скважины (если скважина обсажена, то Д о8значает внутренний диаметр обсадной колонны);

d_H и d_В– наружный и внутренний диаметр бурильных труб соответственно;

ρ – плотность раствора;

V_с – объем жидкости, вытесняемой одной свечой;

ΔP - допустимая величина депрессии.

При спуске инструмента необходимо контролировать объем вытесняемого из скважины раствора, и если он больше объема опущенных труб, то это свидетельствует о поступлении флюида в скважину.

При длительных остановках процесса бурения флюид в скважину поступает в основном за счет гравитационного замещения, капиллярных сил, диффузии. При высоких тиксотропных свойствах раствора происходит «зависание» его в стволе, а в призабойной зоне за счет ухода фильтрата в продуктивный пласт гидростатическое давление снижается. В результате флюид начинает поступать в скважину, что может привести к проявлению. Во избежание этого необходимо периодическое прокачивание раствора по скважине.
4. Действия буровой бригады при проявлениях
Мероприятия по ликвидации проявлений в процессе бурения, промывки и подъема инструмента показаны на рис. 1, 2, 3. Здесь η - СНС раствора, Т – его условная вязкость, V ‑ скорость спуско‑подъемных операций. Под термином «исследовать проявления» подразумевается расчет пластового давления Р_пл путем закрытия превентора и определения давления на стояке Р_ст по формуле:



где H – глубина скважины по вертикали.

При необходимости утяжеления бурового раствора сначала определяется дополнительная величина плотности его Δρ для уравновешивания пластового давления из выражения



Необходимая плотность раствора ρ₁ для того, чтобы было возможно дальнейшее бурение, определяется по формуле



где P – величина запаса противодавления.

За рубежом запас противодавления создается повышением плотности раствора на 0,04 г/см³ по сравнению с плотностью, необходимой для уравновешивания пластового давления. У нас, как указывалось ранее, гидростатическое давление в скважине принимает больше пластового на 4‑15 % в зависимости от глубины скважины.

В случае, если проявления начинается при поднятом инструменте или его спуске, то выполняется те же мероприятия, что и при подъеме инструмента при наличии перелива раствора.













5. Методы ликвидации проявлений
Ликвидация ГНВП проводится:

• 
  уравновешиванием пластового давления;
  
• 
  ступенчатой задавкой.
  

В первом случае поступление флюида из пласта предотвращается его вымывом и заполнением скважины буровым раствором с необходимой плотностью. Этот метод применяется в случае, если:

• 
  пластовое давление невелико;
  
• 
  гидроразрыв пластов ниже башмака последней спущенной колонны обсадных труб маловероятен;
  
• 
  разрушение ПВО и обсадной колонны под действием давления, которое может возникнуть на устье скважины, невозможно.
  

На практике в зависимости от конкретных условий (наличие утяжелителя) используются два варианта этого метода:

• 
  непрерывная задавка скважины;
  
• 
  двухстадийная задавка.
  

При непрерывной задавке после герметизации устья сразу же в скважину закачивается раствор с постепенным увеличением его плотности до требуемой.

При двухстадийной задавке после герметизации устья начинается промывка скважины имеющимся раствором до выравнивания его параметров. Далее промывка прекращается, устье герметизируется, раствор утяжеляется, а затем закачивается в скважину.

В любом случае основные этапы работ следующие:

• 
  при закрытом превенторе фиксируется давление на стояке и на устье скважины;
  
• 
  включается насос, и при помощи регулируемого штуцера на выкидной линии ПВО (линия дросселирования) давление на устье поддерживается постоянным и равным давлению при закрытом превенторе.
  

Ступенчатая задавка применятся тогда, когда при загерметизированном устье давление в скважине может превысить допустимое (гидроразрыв, разрушение ПВО, обсадной колонны). В этом случае скважина пускается в работу по выкидным линиям превентора. Одновременно производится задавка утяжеленного бурового раствора с допустимым противодавлением на устье до тех пор, пока давление на забое скважины не станет равным пластовому.
6. Ликвидация открытых фонтанов
Поступление небольшого количества флюида в скважину в начале не представляет препятствия для проведения основных операций бурения, а их предотвращение и ликвидация, по существу, являются нормальным технологическим процессом. Однако в последствии проявления могут перейти в фонтаны, осложняемые разрушением оборудования, обсадных колонн, взрывами, пожарами, грифонами. Их ликвидация продолжается от нескольких часов до нескольких лет.

В случае возникновения открытого фонтана буровая бригада обязана:

• 
  прекратить работу в загазованной зоне и вывести людей;
  
• 
  заглушить двигатели внутреннего сгорания;
  
• 
  отключить ЛЭП, которые могут оказаться в загазованной зоне;
  
• 
  загасить все топки;
  
• 
  исключить применение открытого огня, не применять инструмент, дающий при ударе искру;
  
• 
  предотвратить разлив нефти;
  
• 
  прекратить всякое движение в опасной зоне;
  
• 
  сообщить о случившимся руководству предприятия;
  
• 
  вызвать подразделения военизированной службы по ликвидации фонтанов, пожарную службу и скорую медицинскую помощь.
  

Ликвидация открытых фонтанов производится:

• 
  посредством герметизации устья скважины;
  
• 
  комплексом подземных работ;
  
• 
  подземным ядерным взрывом.
  

Общие рекомендации по применению различных видов ликвидации открытых фонтанов следующие [1].

Подземный ядерный взрыв рекомендуется осуществлять в следующих случаях:

• 
  пластовое давление превышает давление гидроразрыва вышележащих не перекрытых обсадной колонной пород, или прочностные пределы обсадной колонны и устьевого оборудования;
  
• 
  производительность фонтана выше 1 млн. м³/сут газа или 300 м³/сут нефти;
  
• 
  глубина скважины более 2000 м;
  
• 
  выше продуктивного пласта имеются не перекрытые поглощающие или проницаемые горизонты;
  
• 
  устье скважины разрушено и недоступно для людей (пожар, кратер, грифоны);
  
• 
  сведения о пространственном положении ствола фонтанирующей скважины отсутствует.
  

Комплекс подземных работ для ликвидации открытых фонтанов рекомендуется проводить если:

• 
  пластовое давление ниже давления гидроразрыва обнаженных пород и прочностных характеристик обсадной колонны;
  
• 
  дебит газа менее 1 млн. м³/сут или менее 300 м³/сут нефти;
  
• 
  глубина скважины менее 2000 м;
  
• 
  ствол фонтанирующий скважины в призабойной зоне не обсажен и доступен для создания гидродинамической связи со стволами специально буримых скважин;
  
• 
  имеются надежные сведения о пространственном положении ствола аварийной скважины.
  

Герметизация устья скважины – проводиться во всех остальных случаях.

Этот метод заключается в восстановлении нарушенной герметизации устья скважины и создания противодавления на пласт, или заполнение скважины тампонажным материалом. При этом обязательна целостность обсадной колонны. В случае воспламенения прежде всего растаскивается буровое оборудование, а затем тушится пожар путем отрыва пламени за счет:

• 
  создание водяной или пенной завесы;
  
• 
  воздушной ударной волны, создаваемой взрывом;
  
• 
  струи отработанных газов реактивных двигателей.
  

После тушения пожара герметизация устья возможна следующими методами:

• 
  ремонт ПВО, если он возможен;
  
• 
  замена ПВО;
  
• 
  натаскивание на устье специальных приспособлений для перекрытия скважины;
  
• 
  установка специальных герметизирующих приспособлений (пакеров) в обсадной колонне.
  

При ликвидации фонтана с помощью подземных работ используются следующие методы:

• 
  непосредственное соединение со стволом аварийной скважины с помощью наклонно направленной скважины с последующей закачкой воды, глинистого раствора, тампонажных смесей;
  
• 
  бурение нескольких скважин для интенсивного отбора флюида с целью уменьшения притока его к аварийной скважине.
  

Вероятность прямого соединения аварийной и вспомогательной скважин невелика, поэтому для создания гидродинамической связи между стволами используются гидроразрыв, размыв пласта каменной соли (если он есть в разрезе), разрушение перемычки между скважинами взрывом. Этот способ требует больших затрат средств и времени.

При подземном ядерном взрыве происходит смещение и уплотнение пород, смятие обсадных и бурильных колонн и разрушение ствола на значительном интервале. Ядерный заряд помещается в специально пробуренную направленную скважину соответствующего диаметра. После взрыва сохранившийся ствол аварийной скважины полностью цементируется.

Особенно сложно ликвидировать межколонные, заколоные фонтаны и грифоны. Основная причина их:

• 
  наличие трещиноватых пород;
  
• 
  негерметичность обсадной колонны;
  
• 
  низкое качество цементирования.
  

Ликвидация таких фонтанов производится путем усиления отбора флюида из соседних скважин (если они есть), перфорации обсадной колонны, а затем задавливания цементного раствора. Ликвидация грифонов практически возможна только путем бурения наклонно направленных скважин по методике, приведенной ранее.

Глушение фонтанов производится специализированными военизированными противофонтанными службами, а буровая бригада при этом выполняет вспомогательные работы.