Осложнения в процессе бурения, их определение и предупреждение

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Осложнения в процессе бурения, их определение и предупреждение

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. Разрушение стенок скважины

1.1 Осыпи, обвалы стенок скважины, зашламление забоя, образование сальников

1.2 Сужение ствола, желобо - и кавернообразование

2. Поглощения в скважинах буровых растворов

2.1 Поглощения в процессе бурения

2.2 Поглощения в процессе спуско - подъемных операций

3. Нефте-газо-водопроявления

3.1 Приток пластового флюида в скважину в процессе бурения

3.2 Оценка вида поступившего флюида

3.3 Приток в процессе спуско-подъемных операций

4. Прихваты бурового инструмента

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Список использованной литературы

ВВЕДЕНИЕ

скважина бурение флюид прихват

Максимальных результатов в информационном обеспечение безаварийного режима бурения позволяет добиться применение геолого-технологических исследований скважин (ГТИ). Они являются составной частью геофизических исследований нефтяных и газовых скважин и предназначены для осуществления контроля за состоянием скважины на всех этапах ее строительства и ввода в эксплуатацию с целью изучения геологического разреза, достижения высоких технико-экономических показателей.

Проходка ствола скважины в массиве горных пород сопровождается существенным нарушением поля напряжений в ее окрестностях и концентрацией напряжений на ее стенках. В процессе углубления ствол скважины заполнен циркуляционным агентом с плотностью значительно ниже плотности горных пород. На открытой поверхности стенок скважины проявляется действие сил бокового распора, которые вызывают деформацию горных пород в окрестностях ствола и могут приводить к их разрушению. Присутствие на контакте с горной породой инородной среды (бурового промывочного раствора) вызывает физико-химические процессы на границе раздела: осмотические явления, поверхностную гидратацию, растворение, капиллярное проникновение и т.п.

В некоторых породах они могут вызывать заметное изменение их агрегатного состояния, сил внутреннего сцепления и в итоге могут существенно преобразовывать свойства горных пород в окрестностях скважины по сравнению с первоначальными в естественном залегании. Особенно опасно повышение склонности к пластическому течению глинистых и хемогенных горных пород.

Разупрочнению горных пород в стенках ствола скважины также способствует развитие усталостных явлений, происходящих под воздействием гидродинамических ударов и переменного давления в стволе при спускоподъемных операциях. При циркуляции промывочного агента по стволу нарушается температурный режим горных пород в стенках скважины, что также вызывает появление дополнительных напряжений. На контакте пластовых флюидов с промывочным агентом могут наблюдаться длительные или кратковременные нарушения гидродинамического равновесия, и в таких случаях подвижная среда (жидкость или газ) под действием разности давлений будет легко перетекать в область пониженного давления. Может возникнуть переток промывочного агента в окружающие ствол горные породы либо, наоборот, пластовой жидкости в ствол скважины. Все эти нарушения равновесного состояния в окрестностях скважины и на ее стенках неблагоприятно сказываются на процессе углубления ствола и осложняют его.

Под осложнением в процессе бурения понимают нарушение нормального процесса строительства скважины, которое требует принятия безотлагательных и эффективных мер для его устранения и продолжения бурения. В отличие от аварий осложнение, как правило, не связано с перерывом в процессе проходки скважины. Неликвидированное осложнение может стать причиной аварии.

Напомним, что под аварией в бурении понимается возникновение в стволе скважины непредвиденной ситуации, в которой невозможно продолжение работ по проходке ствола скважины или выполнение в нем запланированных работ, а также использование скважины по назначению без устранения возникшего препятствия посредством специальных работ, не входящих в технологический цикл.

Наиболее распространенными осложнениями при бурении скважин являются: разрушение стенок скважины; поглощения буровых промывочных и тампонажных растворов, пластовые флюидопроявления, прихваты колонн бурильных и обсадных труб. Классификация осложнений, предложенная Э.И. Лукьяновым, представлена на рисунке 1.



Рисунок1 Классификация осложнений при бурении скважин

1. Разрушение стенок скважины. Данное осложнение проявляется в виде:

- уширения стенок скважины;

- сужения стенок скважины.

Изменения в стволе скважины сопровождают следующие процессы:

- осыпи и обвалы незакрепленных горных пород, приводящие к чрезмерному загрязнению ствола скважины;

- набухание горных пород, приводящее к сужению ствола скважины;

- оползни, приводящие к частичному или полному перекрытию ствола скважины;

- желобообразование в местах резкого искривления ствола, приводящее к возникновению затяжек и посадок при спуске или подъеме колонны труб;

- растворение соленосных отложений, приводящее к образованию каверн;

- растепление многолетнемерзлых пород, приводящее к их деградации и потере устойчивости.

2. Поглощения бурового промывочного и тампонажного растворов. Данное осложнение бывает двух видов:

- частичное;

- полное.

Поглощение бурового раствора приводит к различным дополнительным работам в скважине:

- потери бурового раствора в проницаемые пласты, пpиводящие к необходимости пpиroтoвления дополнительных объемов бурового раствора, а зачастую и пpоведения специальных глубинных гидродинамических исследований;

- недостаточное гидростатическое давление в скважине, порождающее опасность смятия находящейся в ней обсадной колонны и выброса пластового флюида на поверхность;

- применение специальных материалов для закупорки поглощающих пластов, требующее их доставки на буровую, монтажа специальных устройств для ввода материалов в буровой раствор;

- недоподъем тампонажного раствора за обсадной колонной, пpиводящий в ряде случаев к необходимости исправительных тампонажных работ.

3. Пластовые флюидопpоявления. Данное осложнение проявляется в виде:

- газопроявления,

- нефтепроявления,

- водопроявления,

- смешанного флюидопроявления.

Флюидопроявления в скважине приводит к следующим процессам:

- газирование бурового раствора, npиводящее к необходимости его дегазации и дополнительной обработке химическими реагентами;

- разбавление бурового раствора пластовыми флюидами, приводящее к необходимости его частичной замены;

- межпластовые перетоки флюидов, требующие дополнительного разобщения пластов из-за их несовместимости при пpоходке открытым стволом;

- заколонные флюидопpоявления, пpиводящие к опасному скоплению газа непосредственно на устье бурящийся скважины;

- возникновение грифонов, приводящее к проникновению газа на дневную поверхность и возникновению его взрывоопасной концентрации в окрестностях скважины.

4. Прихваты колонны труб в необсаженном стволе скважины проявляется в виде:

- перепада давления;

- желобной выработки;

- заклинивания колонны;

- сочетания всех трех факторов.

Данное осложнение в скважине сопровождают следующие процессы:

- одностороннее прижатие колонны труб к проницаемому пласту за счет репрессии между ним и скважиной;

- заклинивание колонны в желобной выработке вида «замочная скважина»;

- заклинивание долота сальником или в сужении ствола скважины;

- пpихват колонны обвалившимися породами.

1. РАЗРУШЕНИЕ СТЕНОК СКВАЖИНЫ

Признаки разрушения стенок скважины, их разновидности, а также причины разрушения стенок и меры их предупреждения и ликвидации представлены в таблице 1.

Таблица 1

Разрушение стенок скважины (неустойчивость) и прихваты колонны труб

Признаки по данным ГГИ	Разновидности	Причины	Меры предупреждения и ликвидации
* рост давления на входе; * рост крутящего момента на роторе; * снижение скорости проходки; * крупный обвальный шлам на вибросите; посадки при подходе к зашламленному забою; затяжки и посадки инструмента при движении	Неустойчивость: * осыпи, обвалы стенок скважины; * образование желобов; * кавернообразо-вание; * образование уступов и козырьков; * сальникообразование: * сужение ствола; образование пробок	Геологические причины: * наличие неустойчивых пород в разрезе (пески, слабосвязанные аргиллиты, высокопластичные глины, текучие соли, трещинно-кавернозные породы); * большие углы залегания пород; * Тектонические нарушения; Технологические причины: недостаточное гидростатическое давление; несоответствие свойств раствора свойствам пород. нарушение технологии промывки и технологии СПО; недостаточная очистка раствора от шлама; искривление ствола; неудачно подобранная КНБК; высокое дифференциальное давление; липкая глинистая корка; поглощения; заклинивания посторонними предметами	Прихват * определение верхней границы прихвата определение объема ванны; усиленная циркуляция, расхаживание, отбивка ротором; установка ванн; гидроимпульсы; работа яссом, встряхивание; *торпедирование; *отвинчивание выше места прихвата; * обуривание Разрушение стенок обработка раствора с целью: * снижения фильтрации, * повышения смазывающих свойств, * снижения хим. активности к породам; * очистка раствора от шлама; * снижение гидродинамических эффектов; * проработка опасных интервалов при СПО; промывка и проработка при подходе к забою; промывка при окончании долбления.

Как следует из таблицы 1, столбец 3 неустойчивость ствола может быть обусловлена как геологическими причинами, так и технологическими.

К геологическим относятся:

наличие неустойчивых пород в разрезе: мягких, рыхлых (слабосвязанные аргиллиты, пески, глины, глинистые песчаники), высокопластичных глин, текучих солей, трещиновато-кавернозных пород;

большие углы залегания пород;

тектонические нарушения.

К технологическим причинам относятся:

недостаточное гидростатическое давление;

нарушение технологии промывки и технологии СПО;

недостаточная очистка бурового раствора от шлама;

искривление ствола;

неудачная компоновка низа бурильной колонны;

высокое дифференциальное давление;

липкая глинистая корка;

поглощения;

заклинивания посторонними предметами;

высокие гидродинамические эффекты при промывке скважины;

несоответствие свойств бурового раствора разбуриваемой породе.

На возникновение прихватов колонн труб оказывает влияние множество факторов, дифференцировать которые с целью оценки их влияния трудно. Можно схематично разделить действующие при прихвате колонн труб силы - это:

во-первых, на силы механического прижатия труб к стенке скважины, связанные с действием перепада давления и горизонтальной составляющей веса колонны труб;

во-вторых, на адгезионные силы взаимодействия, зависящие от свойств фильтрационной корки, состояния контактной зоны и условий среды.

Эти силы действуют совместно. В зависимости от условий в скважине их соотношение меняется.

Признаками разрушения стенок скважины по данным ГГИ являются:

* рост давления на входе;

* рост крутящего момента на роторе;

* снижение скорости проходки;

* крупный обвальный шлам на вибросите;

посадки при подходе к зашламленному забою;

затяжки и посадки инструмента при движении

В процессе бурения неустойчивость ствола грозит, главным образом, прихватами и их последствиями - сломами и обрывами бурового инструмента, поэтому задача сводится к раннему обнаружению прихвато- опасных ситуаций и своевременному их устранению.

Меры предупреждения и ликвидации разрушения стенок скважины делятся на два направления(см. таблица 1, столбец 4):

Прихват:

* определение верхней границы прихвата

определение объема ванны; усиленная циркуляция, расхаживание, отбивка ротором;

установка ванн;

гидроимпульсы;

работа яссом, встряхивание;

*торпедирование; *отвинчивание выше места прихвата;

* обуривание.

Обработка раствора с целью:

* снижения фильтрации,

* повышения смазывающих свойств,

* снижения хим. активности к породам;

* очистка раствора от шлама;

* снижение гидродинамических эффектов;

* проработка опасных интервалов при СПО;

промывка и проработка при подходе к забою;

промывка при окончании долбления.

Имеются следующие разновидности разрушения стенок скважины (таблица 1, столбец 2), связанные с неустойчивостью ствола скважины, о них речь пойдет ниже:

* осыпи, обвалы стенок скважины;

* образование желобов;

* кавернообразование;

* образование уступов и козырьков;

* сальникообразование;

* сужение ствола, образование пробок.

1.1 Осыпи, обвалы стенок скважины, зашламление забоя, образование сальников

В процессе механического бурения первыми признаками проявления неустойчивости ствола являются увеличение давления бурового раствора на входе в скважину и крутящего момента на роторе (см. рисунок 2).

Осыпи стенок скважины характеризуются плавным увеличением давления и небольшим увеличением момента на роторе в начальном этапе. Если осыпи продолжаются значительное время, это может привести к зашламлению забоя. В этом случае давление продолжает увеличиваться и на фоне увеличения появляются колебания, а на кривой момента могут появиться высокоамплитудные пики, характерные для подклинок. Зашламление забоя приводит к появлению затяжек при отрыве инструмента от забоя и посадок при постановке на забой.

Очень похожую картину всех аномалий дает зашламление забоя в результате недостаточного расхода раствора, однако продолжительная циркуляция и очистка забоя приводят к восстановлению давления до нормальной величины. Наличие же осыпей оставляет давление аномально завышенным, даже если оно снижается в процессе циркуляции. Кроме того, наличие осыпей подтверждается появлением в шламе обвальной породы.

Характерным признаком зашламления забоя, как в результате недостаточной очистки, так и при осыпании стенок скважины является снижение механической скорости проходки.

Обвалы стенок скважины, которые могут последовать за осыпями или начаться внезапно, характеризуются теми же признаками, что и осыпи, при этом наблюдаются резкое увеличение давления и его колебание, а также появление высокоамплитудных пик на кривой момента.

Посадки и затяжки инструмента появляются практически одновременно с ростом давления. Визуально обвалообразование подтверждается появлением крупных кусков породы на вибросите. При интенсивном обваливании давление может возрасти до критического, при этом возникает вероятность перекрытия кольцевого пространства скважины, заваливания бурильной колонны и потери циркуляции.

Результатом недостаточной очистки забоя, некачественного бурового раствора, толстой рыхлой корки на стенках скважины и неудачной компоновки низа бурильной колонны может явиться образование сальника на долоте или на других элементах низа бурильной колонны.

Образование сальника характеризуется очень плавным ростом давления, появлением подклинок, затяжек и посадок инструмента. Характер поведения кривых очень схож с характером в ситуации осыпания стенок и зашламления забоя скважины, однако подклинки, затяжки и посадки инструмента сохраняются и при подъеме колонны, а не только при отрыве от забоя, что наблюдается в начальные моменты зашламления.

Кроме того, интенсивная циркуляция раствора не всегда приводит к разрушению сальника и нормализации давления. При сальникообразовании наряду с усиленной циркуляцией необходима отбивка сальника ротором и рассаживание инструмента.

1.2 Сужение ствола скважины, желобо- и кавернообразование

Во время значительных перерывов в циркуляции создаются благоприятные условия для образования суженных участков ствола скважины в результате набухания и выпучивания неустойчивых пород. Такие неустойчивые участки ствола выделяются в процессе спуска или подъема инструмента по появлению посадок и затяжек на кривой веса инструмента, постепенно увеличивающихся при прохождении низа колонны через наиболее суженную часть ствола. В этом случае необходима промывка и проработка суженных участков.

Как правило, неустойчивый ствол приводит к образованию на забое шламового стакана за счет невынесенного шлама или осыпавшейся за время перерыва в циркуляции породы. Появление посадок инструмента, особенно с приближением забоя, служит сигналом к началу промывки и проработки с целью предупреждения заклинивания низа колонны в шламовом стакане.

Наличие козырьков и уступов на стенках скважины, а также желобов и каверн отмечается резкими посадками и затяжками инструмента при прохождении через них низа бурильной колонны.

2. ПОГЛОЩЕНИЯ В СКВАЖИНАХ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

Поглощения в скважинах буровых растворов являются одним из основных видов осложнений. Данное осложнение бывает частичное, полное, также поглощение может классифицироваться как катастрофическое и гидроразрыв (таблица 2, столбец 3).

Поглощающие пласты в бурящихся скважинах могут быть представлены пористыми, трещиноватыми и кавернозными породами. Наиболее часто буровой раствор поглощается в карбонатных (обычно известняки) породах. Различаются известняки с первичной или вторичной пористостью и трещиноватые. К первым относятся мел, раковинные и коралловые известняки. Ко вторым - все известняки и доломиты, пористость которых является результатом последующего выщелачивания. Третью группу составляют известняки и доломиты, трещиноватость которых, обусловлена процессами доломитизации, вызывающими сокращение объема породы, или тектоническими причинами.

Таблица 2 .

Классификация поглощений

Признаки по данным ГТИ	Причины	Разновидности	Меры предупреждения и ликвидации
рост скорости проходки при вскрытии поглощающего интервала; снижение уровня в емкостях; снижение расхода на выходе; снижение давления на входе, колебания давления; * снижение температуры раствора на выходе; * вторичный рост давления из-за недостаточной очистки забоя	Геологические: наличие сильнопроницае-мого коллектора; наличие зон АНПД Технологические: * переутяжеление раствора, надостаточная очистка раствора от шлама); * гидродинамические эффекты (эффект поршневания из-за сужения ствола - рыхлая корка, набухание пород, сальники); * ухудшение структурных свойств раствора	* частичные - с выходом циркуляции; полные-без выхода циркуляции; катастрофические - со снижением уровня в скважине; гидроразрыв- процесс расширения трещины с катастрофическим поглощением	оценка интенсивности поглощения при вскрытии пласта, в процессе циркуляции без бурения и при выключенной циркуляции; уменьшения давления в скважине * уменьшение проницаемости коллектора (ввод наполнителей и т.п.);

Поглощения буровых растворов обеспечиваются наличием пор, каналов, трещин, пустот в проходимых скважиной породах и (или) недостаточной устойчивостью (сопротивляемостью) пород к давлению столба жидкости в скважине, в результате чего возникает гидроразрыв пород, и в щели проникает жидкость.

Физическая сущность и механизм гидроразрыва (ГРП) изучены главным образом в связи с выявлением возможностей увеличения продуктивности скважин. Давление разрыва и направление развития трещин зависят от вертикального и бокового горного давления, наличия естественной и искусственной трещиноватости, значения давления в поровом пространстве, пористости, проницаемости горных пород и вязкости жидкости разрыва, подачи насосов. Разрыв пласта сопровождается одновременно тремя явлениями: упругой и пластической деформацией горных пород, движением вязкой жидкости или суспензии по трещине, фильтрацией жидкости в горных породах.

На значение давления ГРП большое влияние оказывают реологические свойства жидкостей: чем больше значения динамического напряжения сдвига и структурной вязкости жидкости, тем при меньших давлениях возникают ГРП. Связано это с тем, что слабофильтрующиеся жидкости оказывают большее гидродинамическое давление на стенки трещин разрыва, чем менее вязкие и легко фильтрующиеся в породы жидкости. Буровые и цементные растворы создают повышенное давление на пласт, что иногда приводит к ГРП и поглощению жидкости. ГРП вызывают и другие технологические факторы. Так, спуск бурильного инструмента в скважину с повышенной скоростью приводит к возникновению дополнительных гидродинамических давлений в стволе скважины, что нередко является причиной раскрытия трещин в породах и поглощения бурового раствора. Таким образом, на давления ГРП влияют как геологические особенности разрезов, так и технологические факторы.

Как следует из таблицы 2, столбец 2 поглощение может быть обусловлено как геологическими, так и технологическими причинами.

Геологические причины - это:

наличие сильнопроницаемого коллектора;

наличие зон АВПД.

Технологические причины:

* переутяжеление раствора и недостаточная очистка раствора от шлама;

* гидродинамические эффекты (эффект поршневания из-за сужения ствола - рыхлая корка, набухание пород, сальники);

* ухудшение структурных свойств раствора.

Задача предупреждения катастрофических поглощений бурового раствора в процессе бурения данной скважины состоит в раннем обнаружении начавшегося поглощения и своевременной его ликвидации.

Меры предупреждения и ликвидации поглощения бурового раствора в скважине предполагают (см. таблица 2, столбец 4):

- оценку интенсивности поглощения при вскрытии пласта, в процессе циркуляции без бурения и при выключенной циркуляции;

уменьшение давления в скважине;

* уменьшение проницаемости коллектора (ввод наполнителей и т.п.).

Для решения задачи предупреждения катастрофических поглощений бурового раствора в процессе бурения оператор-технолог должен выявлять и оценивать следующие ситуации, возникающие в процессе проводки данной скважины:

- вскрытие зоны поглощения;

- частичное поглощение бурового раствора;

- спуск инструмента с поршневанием;

- поглощение при СПО;

- полное поглощение.

Поглощение бурового раствора из скважины в пласт происходит при превышении давления в скважине над давлением начала поглощения (обычно оно несколько превышает пластовое давление).

2.1 Поглощения в процессе бурения

Вскрытие поглощающего интервала в процессе механического бурения отмечается ростом механической скорости проходки, изменением крутящего момента и одновременным (а возможно и несколько запаздывающим) падением уровня раствора в рабочей емкости.

Как правило, при небольшой интенсивности поглощения бурение продолжается в условиях частичного поглощения.

Прямые признаки поглощения:

- снижение уровня раствора в рабочих емкостях;

- скорости потока на выходе из скважины.

Скорость потока в связи с малой чувствительностью небольшую интенсивность может не отметить.

Косвенные признаки поглощения:

- снижение давления на входе ;

- колебания на фоне снижения:

- снижение температуры раствора на входе.

Вскрытие зоны поглощения (бурение в условиях частичного поглощения) может происходить с изменяющейся интенсивностью поглощения. Снижение интенсивности является результатом кольматации каналов фильтрации пласта и образования глинистой корки и наблюдается, как правило, при вскрытии коллекторов порового типа или порово-трещинного типа, но невысокой проницаемости. Такая ситуация не требует принятия специальных мер по ликвидации поглощения, поскольку оно самоликвидируется со временем.

Постоянная интенсивность поглощения при продолжающемся вскрытии той же зоны свидетельствует о достаточно большой проницаемости и затруднительной кольматации пласта, и дальнейшие работы будут зависеть от величины этой интенсивности.

Самую опасную ситуацию отражает возрастающая во времени интенсивность поглощения, когда требуется принятие немедленных мер по облегчению и обработке раствора, введению наполнителя и т.п. с целью не допустить дальнейшего развития поглощения до катастрофических размеров.

Очень характерной и весьма опасной ситуацией (относительно катастрофических поглощений) является вход в сильнокавернозные, закарстованные породы с низким пластовым давлением. При их вскрытии резкий рост скорости выражается в провалах инструмента, а падение уровня в емкости начинается практически одновременно с провалами и сразу с большой интенсивностью.

В некоторых случаях при небольшой интенсивности поглощение прекращается после выключения циркуляции (уровень в скважине находится у устья). Данный случай, как и бурение со снижающейся интенсивностью, не представляет большой опасности и не требует принятия специальных мер по ликвидации поглощения и изоляции зоны поглощения. Снизить интенсивность или прекратить поглощение можно снижением расхода на входе в скважину и регулированием реологических свойств раствора.

Признаки поглощения раствора по данным ГТИ (см. рисунок 3)

рост скорости проходки при вскрытии поглощающего интервала;

снижение уровня в емкостях;

снижение расхода на выходе;

снижение давления на входе, колебания давления;

* снижение температуры раствора на выходе;

* вторичный рост давления из-за недостаточной очистки забоя



Рисунок 4. Поглощение бурового раствора в процессе бурения.

Следует особо отметить, что бурение в условиях частичного поглощения значительно повышает опасность зашламления забоя и прихватов инструмента как вследствие зашламления, так и в результате высокого дифференциального давления между скважиной и пластом и образования корки.

2.2 Поглощения в процессе спуско-подъемных операций

На поглощение бурового раствора в процессе спуско-подъемных операций (СПО) указывает уменьшение объема вытесняемого из скважины бурового раствора против объема металла спускаемых в скважину труб.

Фактический объем вытесненного из скважины раствора определяется как повышение объема в емкости за время спуска очередного количества свечей. Баланс объема определяется как разница между фактическим и расчетным объемами вытеснения. Расчет приводится после спуска каждых 10-15 свечей.

При появлении отрицательного баланса, превышающего нормальное отклонение объема, или повторного отрицательного баланса в пределах нормального отклонения буровой бригаде сообщается величина этого баланса, после чего буровая бригада, как правило, прекращает спуск и проверяет положение уровня в скважине. Решение по дальнейшим работам принимается буровой бригадой на основе данных баланса вытеснения и в соответствии с инструкциями.

3. ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДОПРОЯВЛЕНИЯ

Задача предупреждения выбросов пластового флюида в процессе бурения данной скважины состоит в раннем обнаружении начавшегося газо-нефте-водо-проявления и своевременной его ликвидации. Признаки флюидопроявлений, их разновидности, а также причины и меры их предупреждения и ликвидации представлены в таблице 3.

Таблица 3

Классификация флюидопроявлений.

Признаки по данным ГТИ	Разновидности	Причины	Меры предупреждения и ликвидации
* рост скорости проходки при вскрытии проявляющего интервала, * рост газосодержания раствора; * снижение плотности раствора на выходе; * рост расхода на выходе; * рост уровня в приемных емкостях; * снижение давления на входе; * снижение температуры раствора на выходе; * рост вязкости и структуры раствора при газировании; * рост электропроводности при поступлении минерализованной пластовой воды; * разбаланс долив а при подъеме бурового инструмента	По виду: * газо-, * нефте-, * водо-, * смешанные проявления. По интенсивности: * перелив; * выброс; * фонтан; * грифон	При Рскв < Рпл Геологические причины: (недостаточная изученность разреза): * карманы с газом; * тектонические нарушения и перетоки; * аномально-высокие пластовые давления Технологические причины: * низкая плотность раствора; * фильтрация и зависание раствора; * гидродинамические эффекты (поршневание, свабирование, высокая скорость СПО и т.д.); * падение уровня раствора в скважине (недолив, поглощение и гидроразрыв и т.п.) При Рскв > Рпл * поступление газа вместе с выбуренной породой; * диффузия; * капиллярный переток; * осмос; * гравитационное замещение	* прекращение бурения (подъема), выключение циркуляции, проверка на перелив; * наворот обратного клапана; * замер параметров раствора и дегазация; * усиление промывки; * спуск как можно ближе к забою; * герметизация устья. замер избыточного давления на устье, расчет необходимой плотности букового раствора; * глушение скважины (утяжеление раствора) Методы глушения: метод бурильщика, метод ожидания и утяжеления Противовыбросовое оборудование: * превентора; * обвязка.

По интенсивности флюидопроявления делят на:

* перелив;

* выброс;

* фонтан;

* грифон

Пластовый флюид из пласта в скважину может поступать как при давлении в скважине ниже пластового, так и при положительном дифференциальном давлении.

Превышение пластового давления над скважинным Р_скв < Р_пл бывает обусловлено недостаточной изученностью геологического разреза (наличие локальных залежей с газом или рапой, зоны тектонических нарушений и зоны АВПД).

Произвольное снижение давления в скважине ниже давления в пласте обусловлено, как правило, такими технологическими причинами, как низкая плотность раствора, фильтрация раствора в пласт или контракционный эффект и зависание столба раствора на стенках при прекращении циркуляции, эффект свабирования при подъеме инструмента, снижение уровня раствора в скважине при недоливе или поглощении и т.п.

Без нарушения соотношения давления между скважиной и пластом пластовый флюид может поступать вместе с выбуренной породой, вследствие диффузии, осмоса, капиллярных перетоков и гравитационного замещения.

Пластовый флюид может поступать в скважину как разовыми порциями (пачками) при создании кратковременных условий для его "подтягивания" из пласта, так и непрерывно. Поступление флюида в малых объемах создает фоновые газопоказания, а непрерывное поступление из пласта классифицируется как приток.

Признаки флюидопроявления по данным ГТИ:

снижение давления на входе, колебания давления;

снижение уровня в емкостях;

снижение расхода на выходе;

рост скорости проходки при вскрытии поглощающего интервала;

* снижение температуры раствора на выходе;

* вторичный рост давления из-за недостаточной очистки забоя.

Самым ранним признаком поступления пластового флюида из пласта в скважину при наличии циркуляции является изменение давления бурового раствора на входе. Продвижение пачки газированного раствора от пласта к устью по кольцевому пространству скважины сопровождается плавным снижением давления, отмечаемым только тогда, когда газ начинает переходить из жидкого в газообразное состояние. Визуально это снижение отмечается только при значительных объемах пачки. Подход газовой пачки к устью характеризуется довольно резким падением давления. Это падение давления достигает максимальной величины при попадании облегченного газированного раствора в буровой насос.

Вторым по оперативности признаком поступления пластового флюида является объем или уровень раствора в емкостях. Повышение его начинается при подходе пачки газированного раствора к устью, когда увеличение объема этой пачки из-за расширения газа становится значительным. Максимальная величина объема наблюдается в момент выхода пачки на поверхность, затем объем может снижаться (см. рисунок 5).



Рис. 5 Нефте-газо-водопроявление на диаграммах ГТИ

Скорость потока бурового раствора на выходе в связи с невысокой чувствительностью индикатора потока однозначно указывает лишь на момент выхода пачки из затрубья. Значительный объем и газонасыщенность пачки дают высокоамплитудные колебания на кривой потока на фоне общего увеличения, малые по объему и газонасыщению пачки могут быть не зарегистрированы на кривых потока и уровня бурового раствора.

Безусловные признаки газирования бурового раствора - это повышение его газосодержания и снижение плотности на выходе из скважины. Оба эти признака появляются при выходе пачки из затрубья.

Характерным признаком газирования раствора является также снижение температуры бурового раствора на выходе из скважины или снижение темпа ее повышения при выходе газированной пачки на поверхность (см. рисунок 5).

Меры предупреждения и ликвидации флюидопроявлений состоят в следующем:

* прекращение бурения (подъема), выключение циркуляции, проверка на перелив;

* наворот обратного клапана;

* замер параметров раствора и дегазация;

* усиление промывки;

* спуск как можно ближе к забою;

* герметизация устья.

замер избыточного давления на устье;

расчет необходимой плотности бурового раствора;

* глушение скважины (утяжеление раствора).

Используются методы глушения:

метод бурильщика, метод ожидания и утяжеления.

Применяется противовыбросовое оборудование:

* превентора;

* обвязка.

3.1 Приток пластового флюида в скважину в процессе бурения

Стабильное превышение пластового давления над давлением в скважине создает условия для непрерывного поступления пластового флюида в буровой раствор.



Рисунок 6. Схема анализа признаков проявлений

Обнаружить и оценить приток пластового флюида можно по тем же признакам, по которым обнаруживается присутствие газированных пачек раствора в скважине, но описанные выше признаки носят явно выраженный и более однозначный характер.

Безусловные признаки притока - непрерывное увеличение уровня раствора в емкостях и движение раствора в желобах при выключенной циркуляции. Если приток обусловлен вскрытием пласта с давлением, превышающим давление в скважине, то одновременно (или несколько раньше) с описанными признаками наблюдаются резкое повышение механической скорости проходки, характерное для вскрытия любого коллектора, и изменение крутящего момента на роторе.

Приток пластового флюида в скважину в процессе бурения является наиболее опасной ситуацией и требует немедленной герметизации устья и утяжеления раствора, чтобы не допустить дальнейшего притока из пласта и ликвидировать проявление в начальной стадии, не допуская выброса.

3.2 Оценка вида поступившего флюида

Вид пластового флюида (нефть, газ, вода), поступающего в скважину, можно определить по ряду косвенных признаков при подходе пачки к устью и выходе ее из затрубья.

Плавное и непрерывное изменение параметров (снижение давления, увеличение уровня в емкости, снижение плотности и повышение газосодержания раствора на выходе, увеличение потока) свидетельствует о поступлении жидкого флюида (нефти или воды). Газирование раствора дает нестабильную, но более яркую картину всех аномалий, и на всех кривых на фоне описанных изменений наблюдаются колебания. Особенно ярко эти колебания выражены на кривых потока (запись напоминает пилообразную кривую с широкой амплитудой) и плотности (разброс значений в больших пределах) при выходе газа на поверхность. Снижение температуры раствора на выходе или темпа ее повышения характерно только для выхода газовых пачек, чистый жидкий флюид дает рост температуры.

Выход на поверхность нефти и газа повышает удельное электрическое сопротивление раствора, а поступление минерализованной пластовой (особенно высокоминерализованной) воды дает противоположную картину - наблюдается резкое снижение сопротивления. Если же в раствор поступил рассол или рапа, то на выходе возможно появление раствора с нарушенной неоднородной структурой.

3.3 Приток в процессе спуско - подъемных операций

На поступление пластового флюида в ствол скважины в процессе спуско-подъемных операций указывает уменьшение объема долитого в скважину бурового раствора против объема металла извлекаемых из скважины труб (см. рисунок 8).



Рисунок 8 Приток при подъёме

Для скважин, в которых существует опасность проявления, число свечей инструмента, поднимаемых без долива, можно определить из соотношения диаметра скважины к наружному диаметру труб. Если D/d_н 1,6, то число свечей, поднимаемых без долива, должно быть не более пяти, а при D/d_н 1,6 - десяти (для свечей длиной 37,5 м). При подъеме УБТ долив должен производиться после подъема каждой свечи.



Рисунок 9. Схема анализа признаков проявлений и принятия решений при промывке скважины

Контроль за доливом осуществляется путем сравнения фактического и расчетного объемов долива. Для этого в процессе подъема оператором заполняется карта долива скважины. В шапке карты указывается, кроме основных данных, конструкция бурильной колонны (наружные диаметры труб и количество свечей) снизу вверх.

Расчетный или теоретический объем долива определяется как сумма объема металла поднятых бурильных труб между доливами, объем раствора, разливающегося из-за "сифона", нормальных фильтрационных потерь за время очередного подъема и пленки раствора на поверхности труб. Сумма последних трех слагаемых определяется экспериментально как разница между объемом металла поднятых труб и фактическим доливом при отсутствии поступления пластового флюида в скважину.

Фактический долив определяется при долине скважины насосом как снижение объема раствора в рабочей емкости за время данного долива, а при непрерывном доливе из доливочной емкости - как снижение объема в доливочной емкости за время подъема очередного количества (I, 5, 10) свечей.

Баланс каждого долива определяется как разница между расчетным и фактическим доливом, общий баланс - как алгебраическая сумма балансов каждого долива. Выход раствора в желоба при заполнении скважины отмечается знаком "+", невыход - знаком "-".

При появлении положительного баланса долива, превышающего нормальное отклонение объема, или повторного положительного баланса в пределах нормального отклонения буровой бригаде сообщается величина этого баланса, а также величина общего баланса объема к данному времени. В этом случае буровая бригада, как правило, прекращает подъем и проверяет наличие перелива раствора из устья. При наличии перелива оператором оценивается (по возможности) его объем и интенсивность. Буровая бригада принимает решение в соответствии с имевшимися инструкциями и данными баланса доливов и интенсивности притока.

4. ПРИХВАТЫ БУРОВОГО ИНСТРУМЕНТА

Прихват бурильной колонны характеризуется невозможностью вертикальных перемещений и вращений инструмента в пределах допустимых нагрузок, а в некоторых случаях - потерей циркуляции.

На возникновение прихватов существенно влияют физические свойства фильтрационных корок (липкость, прочность структуры, связанность частиц, пористость, проницаемость), контактирующих с бурильным инструментом. Действие других факторов (температура, противодавление, качество смазочной добавки к буровому раствору, искривление ствола скважины, тип бурового раствора, проницаемость породы и фильтрационной корки, характер циркуляции) или не исследовали, или исследовали недостаточно, хотя в возникновении прихватов они (в ряде случаев) играют решающую роль.

Как правило, прихватам предшествуют затяжки бурового инструмента, связанные с обвалами пород или попаданием бурильного инструмента в желоба, им же образованные и ликвидируемые без остановки технологического процесса. Природа прихватов различна, поэтому и методы ликвидации их отличаются друг от друга и имеют свою специфику. На возникновение прихватов колонн труб оказывает влияние множество факторов, дифференцировать которые с целью оценки их влияния трудно. Можно схематично разделить действующие при прихвате колонн труб силы на силы механического прижатия труб к стенке скважины, связанные с действием перепада давления и горизонтальной составляющей веса колонны труб, и адгезионные силы взаимодействия, зависящие от свойств фильтрационной корки, состояния контактной зоны и условий среды. Эти силы действуют совместно. В зависимости от условий в скважине их соотношение меняется.

В основном прихваты бурильных и обсадных колонн происходят по следующим причинам:

Вследствие перепада давлений в скважине в проницаемых пластах и
непосредственного контакта некоторой части бурильных и обсадных колонн со стенками скважины в течение определенного времени. (см. рисунок 10).

Рисунок 10. Прихват бурового инструмента за счет перепада давления

При резком изменении гидростатического давления в скважине из-за выброса, водопроявления или поглощения бурового раствора.

Вследствие нарушения целостности ствола скважины, вызванного обвалом, вытеканием пород или же сужением ствола (см. рисунок 11).

Рисунок 11 Прихват бурового инструмента за счет сужения ствола скважины

В результате образования сальников на долоте в процессе бурения или при спуске и подъеме бурильного инструмента. Вследствие заклинивания бурильной и обсадной колонн в желобах, заклинивания бурильного инструмента из-за попадания в скважину посторонних предметов, заклинивания нового долота в суженной части ствола из-за сработки по диаметру предыдущего долота.

Рисунок 12 Наработка желоба и заклинивание посторонними предметами

В результате оседания частиц выбуренной породы или твердой фазы бурового раствора при прекращении его циркуляции.

При неполной циркуляции бурового раствора через долото за счет
пропусков в соединениях бурильной колонны.

При преждевременном схватывании цементного раствора в кольцевом пространстве при установке цементных мостов.

При отключении электроэнергии или выходе из строя подъемных двигателей буровой установки.

Наряду с перечисленными выше факторами неустойчивости ствола к прихватоопасным относятся следующие ситуации:

продолжительные перерывы в циркуляции;

высокое дифференциальное давление между скважиной и пластом, прижимающую колонну к стенке;

рыхлая и липкая глинистая корка;

поглощение бурового раствора;

наличие постороннего предмета в скважине.

Фактические примеры решения аварийных ситуаций.

Рис. 13 Раппопроявления из подошвенной части отложений иренейского горизонта

На рисунке 13 показана ситуация, произошедшая при бурении эксплуатационной скважины в Прибортовой зоне Прикаспийской впадины. В 10:05 при глубине 1168,9м было отмечено значительное увеличение газопоказаний (до 9%абс). Было принято решение о закрытии превенторного оборудования и утяжелении бурового раствора. Позже было выявлено, что данная аномалия была вызвана рапопроявлением из подсолевой толщи отложений иринейского горизонта.

Рис. 14 Сниженный газовый фон в связи с частичными и полными поглощениями.

На рисунке 14 отражена ситуация, произошедшая при бурении вертикальной разведочной скважины на севере Самарской области. В связи с частичными и местами полными поглощениями бурового раствора в отложениях каширского горизонта данные газового каротажа были существенно искажены, что не позволило оперативно определить характер насыщения объекта А0 в отложениях верейского горизонта (730-735м).



Рис. 15. Выделение водорода при реакции металла бурильного инструмента с промывочной жидкостью.

На рисунке 15 показана ситуация, произошедшая при бурение разведочной скважины в на севере Саратовской области. При глубине забоя 776м был произведён переход на известково-битумный буровой раствор, после чего отмечено 10-кратное увеличение содержания водорода в буровом растворе, признаков вскрытия коллекторов не отмечено. Данная аномалия связана с химической реакцией бурового раствора с инструментом.



Рис. 16. Искажение газового фона при вводе в раствор смазки на УВ основе.

На рисунке 16 отражена ситуация, искажения данных газового каротажа вводом смазки на УВ основе. При бурение горизонтальной эксплуатационной скважины на юге Самарской области при глубине забоя 1730м для ликвидации прихвата инструмента в буровой раствор была введена смазка на УВ основе, в связи, с чем по данным газового каротажа не удалось отследить вход в продуктивную зону бобриковских отложений. Однако это удалось сделать по данным механического каротажа, глубокой термовакуумной дегазации шлама и определению сольвентной люминесценции образцов шлама.

Размещено на Allbest.ru

...