Бурения скважин в осложненных условиях

3. Направление должно быть строго вертикальным.

4. Использование соответствующей компоновке нижней части бурильной колонны.

5. Регулирование режима бурения в соответствии с характером пород и условиями их залегания.

6. В практике бурения скважин для предотвращения самопроизвольно искривления скважин одним из основных факторов является использование специальных КНБК.

7. В компоновке используются следующие принципы: отвеса, центрирования нижней части колонны, использование гироскопического эффекта вращающихся масс.

Компоновка низа бурильной колонны, в которой используется принципы отвеса, основывается на создание возможно большей массы у долота. При этом осевая нагрузка на долото должна быть такой, чтобы нижняя часть колонны не изгибалась. Но относительно малые нагрузки на долото не обеспечивают эффективного разрушения пород. Обычно применяют такие нагрузки, при которых нижняя часть колонны бурильных труб принимает форму пространственной спирали. [21]. Осевая нагрузка, при которой прямолинейная труба начинает изгибаться, называется критической нагрузкой первого порядка. В этом случае применяют КНБК, основанные на центрировании нижней части бурильных труб. Используется два типа таких компоновок - маятниковые и жесткие. В маятниковых компоновках эффект достигается установкой центратора на некотором расстоянии от долота. Варианты расстояний установки центратора дают различный эффект. При бурении скважин с большими осевыми нагрузками используют жесткие компоновки. Жесткость компаноовки достигается установкой центраторов, стабилизаторов, утяжеленных бурильных труб и наддолотного стабилизирующего устройства. При бурении забойными двигателями также используют жесткие компоновки - устанавливаются калибраторы над долотом и двигателем.

Использование гироскопического эффекта возможно при бурении турбобурами. Роль гироскопа выполняет УБТ возможно большего диаметра. Между отрезком УБТ и долотом устанавливают калибратор-центратор.

В процессе бурения скважины самопроизвольное искривление может достичь такой величины, что дальнейшее углубление скважины стает технически невозможным или практически нецелесообразным. При этом возможны два варианта:

· ликвидация скважины;

· приведение искривленного ствола к проектному профилю или вертикали перебуриванием.

В зависимости от конкретных условий, исправление скважины можно производить с использованием забойных двигателей и роторного способа бурения, а также применением специальных компоновок и методов их ориентирования.



3.8 Газонефтеводопроявления

ГНВП, иногда переходящие в открытые фонтаны, являются в настоящее время самыми тяжелыми авариями при бурении скважин. Открытые фонтаны сопровождаются многими неприятными последствиями:

· выходом из строя бурового оборудования и инструмента, разрушением обсадных колонн;

· непроизводительными трудовыми и материальными затратами;

· загрязнением окружающей среды (разливы нефти, флюидов, воды);

· перетоками внутри скважины, приводящие к истощению месторождений; теряется огромное количество нефти и газа, выбрасываемое фонтанирующими скважинами;

· травмами и гибелью людей.

Газонефтепроявления при бурении, креплении и освоении скважин -- это неорганизованное поступление относительно небольших количеств нефти и газа в скважину и на поверхность, не представляющее на первых порах непосредственного препятствия для выполнения основных технологических операций. Предотвращение и ликвидация возникших нефтегазопроявлений являются, по существу, нормальными технологическими процессами в практике разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. Хотя нефтегазопроявления чреваты опасными последствиями, тем не менее, полагаясь на возросший научно-технический уровень буровых работ и профессиональную подготовку кадров буровых и нефтегазодобывающих предприятий, нефтегазопроявления можно считать не авариями, а осложнениями технологического цикла бурения скважин.

Открытые и газовые фонтаны представляют большую опасность для промышленных и социальных объектов, расположенных в районе фонтанирующей скважины. Особенно тяжелый и опасный характер приобретает аварийное фонтанирование скважин, когда оно сопровождается пожарами и образованием грифонов. Для более полного понимания рассматриваемого материала уточним наиболее часто встречающиеся понятия:

Флюид - любой вид продукта (газ, нефть, вода или их сочетания), находящийся в пласте;

Пластовое давление -- давление, под которым находится флюид в пласте; измеряется в МПа;

Градиент пластового давления -- отношение пластового давления к глубине залегания пласта, т.е. изменение величины пластового давления на каждый метр глубины скважины; измеряется в МПа/м;

Давление начала поглощения пласта -- давление, при котором в пласт при небольшой подаче насоса (до 3 л/с) можно закачать неограниченное количество воды или промывочной жидкости. При большей подаче насоса произойдет гидроразрыв пласта, т.е. в пласте возникнут трещины, которые в дальнейшем не сомкнутся;

Градиент поглощения пород-- отношение давления начала поглощения пластом к глубине его залегания; измеряется в МПа/м;

Эквивалентная плотность промывочной жидкости -- плотность промывочной жидкости, при которой начинается ее поглощение в пласт в статическом состоянии, кг/м^3.

Перелив - излив жидкости через устье скважины при отсутствии подачи бурового раствора в скважину.

Выброс - кратковременное, интенсивное вытеснение из скважины порций жидкости энергией расширяющегося газа.

Аварийный фонтан -- это неконтролируемое поступление нефти и газа на поверхность по стволу скважины, препятствующее проведению бурения и связанное с разрушением элементов оборудования в конструкции скважины. Зачастую аварийные фонтаны осложняются взрывами, пожарами, грифонами и т. д. В зависимости от геолого-технических и организационных условий степень сложности аварийных фонтанов бывает различной.

Грифоны представляют собой связанные с проводкой скважины газо-, нефте-, и водопроявления за пределами устья.

Межколонными проявлениями называются переливы, выбросы и фонтаны через кольцевое пространство между обсадными колоннами. Заколонные проявления относятся к проявлениям за обсадной колонной, за кондуктором, направлением в пределах устья.

Все эти проявления наблюдаются визуально. Лишь при очень рыхлых грунтах, выходах трещин непосредственно на земную поверхность, невысоких давлениях возможны необнаруживаемые скопления газа.

Грифоны образуются вследствие движения вверх газа, нефти или воды из пластов с относительно высоким давлением по естественным трещинам в зоне тектонических нарушений, пересекаемых скважиной в процессе бурения или расположенных вблизи от ствола. Межколонные проявления и иногда грифоны образуются при поступлении флюида из нижних высоконапорных пластов в верхние по заколонному пространству, неизолированному цементным раствором в данной или других скважинах этого месторождения.

Такие осложнения нередки при проводке и креплении скважин в многолетнемерзлых породах, так как теплый буровой раствор и выделяющееся при гидратации, схватывании и твердении цементного раствора тепло способствует таянию льда, поэтому за обсадной колонной в горных породах образуются каналы, заполненные водой. Наблюдались случаи (месторождение Пунга) насыщения верхнего (600м) водоносного горизонта газом из нижнего (1200м). В последующем неожиданно возникли газопроявления большой мощности из верхнего пласта.

Другими причинами заколонных и межколонных проявлений могут быть: проникновение за колонну газа через неплотности в резьбовых соединениях обсадных труб; поступление флюидов из одних горизонтов в другие в процессе проводки скважины и, особенно при перерывах в бурении, резких колебаниях давления при промывке, спуске и подъеме инструмента.

Как отмечалось выше, такие проявления могут возникнуть, или усилиться при очень больших противодавлениях в скважине, избыточном утяжелении раствора, восстановлении циркуляции при обвалообразованиях, опрессовках, вызывающих разрыв, расслоение пластов в зонах трещинообразований и залегания непрочных, неустойчивых горных пород.

Грифоны и межколонные проявления более опасны, и ликвидация их более трудоемка, чем проявления той же интенсивности через устье, так как воздействовать на них можно лишь как бы косвенно, через бурящиеся или ранее пробуренные скважины. Кроме того, грифоны могут возникнуть вокруг других промышленных объектов и жилья.

Причины и условия возникновения газонефтеводопроявлений

Поступление пластовых флюидов в ствол скважины, обусловленное превышением пластового давления над забойным, происходит в результате:

1. Ошибок в определении пластовых давлений при проектировании скважин и недостаточного контроля за текущими значениями пластового давления в процессе разработки месторождения.

2. Снижения гидростатического давления за счет:

- использования бурового раствора меньшей плотности, чем предусмотрено в проекте;

- уменьшения высоты столба бурового раствора в результате поглощений, недолива скважины при подъеме труб, перетоков, обусловленных разностью плотностей и высот столбов жидкостей в трубном и затрубном пространствах и перепадом давлений между двумя или несколькими вскрытыми пластами;

- установки различного вида жидкостных ванн с плотностью меньшей, чем плотность бурового раствора;

3. Явления фильтрации, контракции, седиментации в температурных изменений в буровых растворах, характеризующимися вязкопластичными и вязкоупругими свойствами.

4. Изменения гидродинамических давлений в процессе бурения, промывки, спускоподьемных операций и т.п.

5. Пластовый флюид поступает в ствол скважины с выбуренной породой, и глинистой коркой, содержащими флюид, а также вследствие диффузии из вскрытых пластов, капиллярного перемещения, осмотического давления, контракционного эффекта и гравитационного замещении. По этим причинам флюид может поступать в скважину при превышении забойного давления над пластовым.

Диффузия -- это молекулярное проникновение одного вещества в другое при непосредственном их контакте. Движение газа, обусловленное диффузией, возможно в двух направлениях: газ, содержащийся в пластах, пройденных скважиной, проникает через фильтрационную корку в буровой раствор, в то же время газ, содержащийся в буровом растворе, диффундирует в другие пласты.

Диффузия газа в буровой раствор становится более значительной при отсутствии движения промывочной жидкости. Однако количество газа, поступившего таким путём в скважину, невелико.

Капиллярный переток обусловлен давлением, создающимся искривлённостью границ жидкости в канале небольшого размера -- менисков. Величина этого давления зависит от размера (диаметра) канала. В каналах диаметром менее 1 мкм величина капиллярного давления может достигать 0,1 -- 0,2 мПа. В более крупных каналах (диаметром 10--12 мкм) давление не будет превышать 0,01 --0,02 мПа. Капиллярное давление способно вытеснить нефть или воду из пласта в скважину. В каналах большого диаметра капиллярные силы слишком малы, и пластовые флюиды оттесняются по ним фильтратом вглубь пласта.

Эффектом контракции обосновывался ряд проявлений и неуправляемого поступления газа после проведения цементирования обсадных колонн. Контракция - это уменьшение суммарного объёма системы "твёрдое вещество -- жидкость" (гетерогенная система) при смешении входящих в нее веществ. Явление контракции в водной среде отмечается у многих тел, в том числе у глин, барита и цемента. При взаимодействии глины и воды происходит набухание глины, причем если объем глины увеличивается, то это приращение меньше, чем объем всасываемой воды. Вода из свободного состояния переходит в связанное и при этом увеличивается ее плотность (до 1300 кг/м³ - 2400 кг/м³), и, следовательно, уменьшается ее объем и соответственно общий объем смеси.

Явление осмоса. При осмотическом перетоке флюидов через полупроницаемую перегородку (в данном случае это фильтрационная глинистая корка) не происходит большого поступления флюида в ствол скважины, которое могло бы быть замеченным 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.

Количество газа (в м³), поступающего в скважину в течение 1 ч работы долота,

, (73)

где b - пористость породы; - коэффициент растворимости газа в растворе; - пластовое давление.

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:

, (74)

где - механическая скорость проходки, м/с;

D - диаметр скважины, м;

C₁-- содержание газа в породе, %;

p_заб, p_у- соответственно забойное и устьевое давление, МПа;

Q - скорость потока бурового раствора в затрубном пространстве, м /с.

Способы предупреждения и ликвидации грифонов, заколонных и межколонных проявлений

Для предупреждения грифонов, заколонных и межколонных проявлений необходимо:

1. Место заложения и проектный профиль скважины подбирать с учетом расположения трещин и других тектонических нарушений, стараясь по возможности обходить их.

2. Надежно изолировать все высоконапорные и поглощающие пласты, обеспечить подъем цементного раствора за кондуктором до устья, а за другими обсадными колоннами -- минимум до перекрытия башмака предыдущих колонн.

3. Обеспечить герметичность всех обсадных колонн, что достигается применением соответствующих труб, герметизирующих смазок для их соединений, креплением последних с контролем крутящего момента.

4. Не допускать чрезмерно высоких противодавлений, высоких значений с, ?_1,10, Т, з, сальникообразований, обвалов, иметь достаточно большие зазоры между бурильной колонной и стенками скважины в необсаженном интервале, ограничивать скорость спуска бурильной колонны.

Для ликвидации начавшегося грифона необходимо:

· Уточнить область питания грифона (скважина, пласт);

· по возможности уменьшить давление на нарушенный трещинами пласт;

· увеличить отбор из газоносного пласта (если это другой пласт) через соседние скважины, а при необходимости обеспечить временно отбор даже из бурящейся скважины с тем, чтобы в последующем изолировать нарушенный трещинами пласт и проявляющий газоносный горизонт закачкой в них цементного раствора или другого тампонажного материала, спуском обсадной колонны.

При межколонных проявлениях устанавливают место притока по давлению на устье, изменению температуры в интервале движения флюида за колонной и другими геофизическим методами, создают в колонне отверстия с помощью перфораторов и сверлящих керноотборников, закачивают буровой раствор для глушения проявления и затем цементный раствор.

Основные понятия о давлениях в скважине

Условием начала ГНВП является превышение пластового давления вскрываемого горизонта над забойным давлением:

Р_пл> Р_заб (75)

Забойное давление зависит от величины гидростатического давления жидкости, заполняющей скважину, и дополнительных депрессий или репрессий, которые зависят от проводимых на скважине работ.

Гидростатическое давление определяют по формуле:

Р_г=??gH (76)

3.8.1 Условия возникновения ГНВП

В подавляющем большинстве проводка скважин осуществляется при забойном давлении, превышающем пластовое.

В процессе механического бурения пластовый флюид поступает в скважину, когда пластовое давление превышает сумму гидростатического давления столба бурового раствора (Р_г) и гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве (P_г.с.к.) т.е.:

Р_пл > Р_г + Р_г.с.к. (77)

Проявление может начаться сразу же после прекращения промывки -- например, при наращивании бурильной колонны, ремонте насоса или в связи с окончанием бурения. Это значит, что пластовое давление во вновь вскрытом пласте уравновешивалось при бурении. Однако с прекращением циркуляции противодавление оказалось недостаточным. Условие возникновения проявления в данном случае имеет вид:

Р_пл>Р_г (78)

Во время подъёма бурильной колонны газонефтеводопроявления возникают в результате снижения забойного давления, обусловленного колебаниями гидродинамического давления вследствие движения колонны труб ДP_д.п., явлений фильтрации, контракции, седиментации и температурных изменений в неподвижной части бурового раствора -- ДР_с.т., опорожнение скважины за счёт недолива (Дh) её буровым раствором -- Дh??g. При этом условие возникновения проявления принимает вид:

Р_пл> Р_Г - ДР_д.п. - ДР_с.т. - Дh??g (79)

При спуске колонны труб газонефтеводопроявления могут бытъ вызваны снижением гидростатического давления вследствие фильтрационно-контракционного и других эффектов в неподвижной части бурового раствора ниже долота и отрицательной составляющей гидродинамического давления, возникающей во время торможения колонны -- ДР_д.с.. Таким образом, имеем условие:



Р_пл> Р_Г - ДР_с.т.- ДР_д.с. (80)

В случае длительного отсутствия циркуляции, в том числе и при полностью поднятой бурильной колонне, проявления обусловлены снижением гидростатического давления в неподвижном буровом растворе в результате упомянутых факторов.

Р_пл> Р_Г - ДР_с.т. (81)

где ?? - плотность жидкости, кг/м³;

g- ускорение свободного падения - 9,8 м/с²;

Н - глубина залегания горизонта, м.

Правила безопасности (ПБ) требуют, чтобы гидростатическое давление (Рг) превышало пластовое (Р) в следующих размерах (ДР):

· для скважин глубиной до 1200 м на 10%, но не более 1,5 МПа;

· для скважин глубиной более 1200 м на 5%, но не более 2,5-3,0 МПа.

Если известно пластовое давление, то плотность бурового (??_б.р.) раствора, на котором должен вскрываться горизонт определяют:

??_б.р.= (82)

где - противодавление на устье скважины, создаваемое дроссельной задвижкой при глушении скважины, МПа.

3.8.2 Определение забойных давлений

Забойное давление при механическом бурении и промыве скважины.

Р_заб= Р_г+ Р_г.с.к. (83)

где Р_г.с.к. - гидравлическое сопротивление в кольцевом пространстве.

Забойное давление после остановки циркуляции первое время равняется гидростатическому.

Р_заб= Р_г (84)

Забойное давление при отсутствии циркуляции начинает снижаться за счет явлений фильтрации, седиментации, контракции, а также температурных изменений в неподвижном буровом растворе на величину ДР_с.т.

Р_заб= Р_Г - ДР_с.т. (85)

При остановке до 10 часов

ДР_с.т.=0,02??gН (86)

Забойное давление при подъеме бурильной колонны может быть выражено формулой

Р_заб= Р_Г- ДР_д.п. - ДР_с.т. - Дh??g (87)

где ДР_д.п. - гидродинамическое давление под долотом при движении колонны труб вверх (эффект поршевания);

ДР_{с т} - снижение забойного давления за счет явлений седиментации, фильтрации и контракции и температурных изменений в зоне где нет движения бурового раствора;

Дh??g - снижение забойного давления за счет недолива скважины при подъеме, где Дh - глубина опорожнения скважины перед очередным доливом.

Гидродинамическое давление под долотом при движении вверх колонны труб определяется по формуле

ДР_д.п.=4 (88)

где - статическое напряжение сдвига за 10 мин, Па;

L - длина колонны бурильных труб находящихся в скважине, м;

D - диаметр скважины, м;

d_H- наружный диаметр бурильных труб, м;

?? - плотность бурового раствора, кг/куб.м;

С - скорость распространения ударной волны по кольцевому пространству, м/с. Для обсаженного ствола, заполненного водой С = 1350 м/с; буровым раствором С = 110 м/с. Для необсаженного ствола заполненного буровым раствором С = 800 м/с.

V- достигнутая скорость движения колонны труб за время распространения ударной волны oт забоя до устья скважины, м;

V₀ - начальная скорость движения колонны бурильных труб, м;

S_T - площадь кольца трубы, м²;

S - площадь кольцевого пространства скважины, м².

Забойное давление при спуске бурильного инструмента

Р_заб=Р_Г+Р_д.с.- ДР_с.т. (89)

где Р_{д с} - гидродинамическое давление при спуске;

При СПО каждой свечи бурильного инструмента над и под долотом возникают знакопеременные гидродинамические давления. В начале спуска свечи с ростом скорости давление под долотом нарастает, а после начала торможения оно снижается; при резком торможении и при большом отрицательном ускорении давление с положительного переходит в отрицательное, т.е. под долотом имеет место уменьшение забойного давления ниже гидростатического (смотреть рисунок 5). Величину репрессии + ДР_дс определяют по формуле, а депрессия - Д Р_{д.с .}при скорости спуска меньше 1 м/с составляет 0,01 * ?? * g * L, при скорости спуска больше 1 м/с -ДР_дс - (0,01 0, 05)*??*g*L .

Для того, чтобы не возникало ГНВП при наличии вскрытого продуктивного горизонта, необходимо чтобы во всех случаях забойное давление превышало пластовое, т.е. Р_заб Р_{пл .}

3.8.3 Причины снижения забойного давления

1. Использование буровых растворов меньшей плотности, чем предусмотрено в проекте.

2. Уменьшение высоты столба бурового раствора при поглощениях или вследствие несвоевременного долива скважин.

Величина депрессии при этом определяется:

ДР= (90)

где Vм- объем металла бурильных труб, поднятых без долива,м;

Fскв- площадь поперечного сечения скважины, м²;

3. Снижение плотности бурового раствора, вызыванного неконтролируемым вводом химических реагентов и воды.

4. Установка различных ванн с плотностью жидкости меньшей, чем плотность бурового раствора.

5. Колебания гидродинамического давления при СПО и вызове циркуляции.

На рисунке 44 систематизированы причины снижения давления бурового раствора на пласты, которые при определенных условиях приводят к газонефтепроявлениям и открытым фонтанам. Одна из основных причин -- низкая плотность бурового раствора. Отмечаются разные случаи проявления низкой плотности.

3.8.4 Поведение газа в бурящейся скважине. Уравнение состояния газа

При решении различиях вопросов борьбы с газонефтеводопроявлениями возникает необходимость пользоваться законами, характеризующими природу газов и их поведение при различных давлениях и температурах.

Физическое состояние газа определяется тремя параметрами: давлением Р, объемом V и температурой Т. В зависимости от давления и температуры изменяется и объем газа. В связи с этим для получения правильного представления о его количестве, не зависящем от конкретных значений параметров состояния, объем газа приводится к стандартным условиям, т.е. к температуре 0°С и давлению (760 мм.рт.ст. или приближенно, 0,1 МПа).

Задачи механики газопроявлений и выбросов чаще всего могут быть решены с допущением изотермического процесса изменения состояния газа при его движении по стволу скважины.

Связь между объемом и давлением при этом устанавливается законом Бойля-Мариотта. PV= const . (91)

Во многих случаях при проведении практических расчетов возникает необходимость учитывать также и влияние температуры. Поведение газа в зависимости от параметров Р и Т определяется уравнением Клайперона, представляющим основное характеристическое уравнение состояния газа

PV = nZRT , (92)

где n - число молей вещества;

Z - коэффициент сжимаемости газа;

R - универсальная газовая постоянная;

Т - температура, К.

Универсальная газовая постоянная для всех газов имеет одинаковое значение. Применительно к Международной системе единиц (СИ) она равна 8314 н.м/град.моль.

Изменения состояния газа при движении по стволу скважины

В процессе следования от забоя к устью скважины газ претерпевает различные изменения своего состояния под влиянием непрерывно меняющихся термобарических условий. Наряду с увеличением объема наблюдаются, особенно при образовании в скважине газожидкостной смеси, фазовые превращения, т.е. растворение, выделение, сжижение и испарение газа. Закономерности протекания отмеченных явлений имеют существенное значение для совершенствования управления проявляющей скважиной.

По мере подъема с забоя вместе с циркулирующим буровым раствором или вследствие всплывания происходит его расширение. Однако оно по глубине скважины весьма неравномерно. Значительную часть пути газ проходит с относительно невысоким приращением объема. Интенсивное его увеличение начинается в верхней части скважины, т.е. в интервалах низких гидравлических давлений бурового раствора. Расчеты показывают, что здесь объем газа растет в десятки раз по сравнению с исходным значением.

3.8.5 Инверсия давления при газопроявлениях

При газопроявлениях на устье герметизированной и непромываемой скважины с течением времени наблюдается нарастание давления, обусловленное протеканием эффекта, который называется инверсией давления.

Механизм явления инверсии заключается в следующем. Если в момент закрытия скважина частично или полностью заполнена жидкостью и в ней имеется газ, то газовые включения под влиянием архимедовой силы продолжают всплывать к устью. Но, не имея возможности расширяться по мере подъема в жестко фиксированном объеме, каждый пузырек или газовая пробка в соответствии с законом Бойля-Мариотта будут сохранять объем и давление, имевшие место в момент герметизации.

Газ, находящийся в начале под действием избыточного гидростатического давления столба жидкости, сохраняет его и в процессе всплытия до устья скважины (рисунок 46).

Если скважина закрыта в начале проявления, когда газовая пачка еще находится на забое

, (93)

то после ее окончательного всплытия устьевое давление станет равным пластовому.

, (94)

где устьевое давление

пластовое д давление

Давление на забое скважины при этом удвоится.

, (95)

В любой точке ствола скважины давление в это же время будет равно сумме устьевого и гидростатического давления на этой глубине.

Рисунок 44: Схема инверсии давления в скважине

А как зависит прирост давления в скважине от объема всплывающего пузыря газа? В данном случае сжимаемостью жидкости пренебречь нельзя. Если объем газа сопоставим с изменением объема жидкости за счет роста давления , то изменение объема газа существенно и его следует учитывать . Если же объем газа значительно превышает объем жидкости , то это уменьшение можно не учитывать. Расчет показывает, что газа должно быть не менее 10-15 % от объема скважины, чтобы можно было ожидать удвоение забойного давления. В реальных условиях изменение давления на устье скважины протекает значительно сложнее. При этом оказывают свое влияние негерметичность ствола скважины в его открытой части, всплывание газа не в виде одной порции, а распределение его на значительном интервале.

Эксперименты по оценке инверсии давления при всплывании газа проводились в герметизированной скважине 230 Левкинская глубиною 1187м. В скважину запускали газ (воздух) в объеме от 1,5 до 3 м³ (более 5-10 % объема жидкости), затем герметизировали забой и устье и измеряли давление в бурильных трубах и кольцевом пространстве в процессе движения газовой пачки от забоя к устью. Исследования показали, что давление на устье скважины после всплытия пачки газа составляет примерно 85-90% от забойного давления, имеющегося в момент всплытия.

Инверсия давления создает в скважине опасность возникновения затрубных проявлений, межпластовых перетоков, нарушения целостности обсадных колонн или кондукторов. Высокие давления в скважине являются причиной нарушения герметичности обсадных колонн и гидравлического разрыва пластов.

Если в скважине ожидается гидравлический разрыв пласта, то рост давления будет наблюдаться до образования трещины. В результате гидроразрыва произойдет поглощение раствора, и давление на устье уже не поднимется до максимально возможной величины.

Во всех случаях ясно, что допускать скопление газа на устье скважины (даже в случае установки превенторов высокого давления) не следует. Для предотвращения отрицательных последствий инверсии давлением при газообразовании необходимо управлять.

Давление смеси бурового раствора и газа в скважине

Поступление газа в скважину и образование в ней газожидкостной смеси влияет, прежде всего, на гидростатическое давление, создаваемое буровым раствором. Несомненно, что уменьшение плотности бурового раствора в этом случае приводит к снижению забойного давления, в связи с чем возникает опасность выброса. Поэтому давление, создаваемое столбом смеси раствора и газа в скважине представляет непосредственный практический интерес для оценки опасности и возможности дальнейшего развития проявлений, а также для выяснения вопросов предупреждения и ликвидации выбросов.

Снижение давления может быть определено по формуле Стронга-Уайта:



, (96)

где начальная плотность бурового раствора;

- плотность газированного бурового раствора на поверхности;

Р₁ - гидростатическое давление бурового раствора начальной плотности на забое, кгс/см².

3.8.6 Газопроявления при креплении скважин

Газопроявления, возникающие при креплении скважин, остаются серьезным видом осложнений.

Условия, способствующие проникновению флюидов в заколонное пространство, изучены недостаточно, недостаточно выяснены и причины этого явления, а отдельные толкования подчас противоречивы.

Изучение причин, способствующих возникновению газопроявлений в скважинах при цементировании обсадных колонн, и разработка мероприятий по их предотвращению позволили составить классификацию факторов, приводящих к газопроявлениям смотреть рисунок 45.

В межколонном пространстве газ может появиться вследствие нарушений герметичности колонны и устьевого узла (колонной головки, места ее соединения со сгонным патрубком и т.д.) или во время процесса формирования цементного камня в затрубном пространстве (загустевания, схватывания и твердения раствора - камня). Отмечаются следующие возможные пути продвижения газа и других флюидов в заколонном пространстве после цементирования: по каналам из-за негерметичности резьбовых соединений; по каналам из-за негерметичности соединения частей колонной головки; по нарушениям целостности обсадных колонн; по каналам цементного камня.

Природа заколонных проявлений после цементирования обсадных колонн экспериментально пока еще слабо изучена и известны только попытки ее объяснения на основе общих представлений и промыслового материала.

Анализ многочисленных случаев по газопроялениям показывает, что в процессе ожидания затвердевания цементного раствора и вскоре после него газ может поступать в заколонное пространство и далее к устью скважины независимо от ряда технологических факторов, которые считают способствующими этому процессу или его тормозящими.

Данные практики показывают, что газопроявления в процессе ОЗЦ или после него значительно чаще проявляются там, где обращается недостаточное внимание на технологию цементирования, где применяют только чистый цемент, где наряду с недостаточным вытеснением бурового раствора обеспечиваются большие высоты подъема цементного раствора и т.д.

Вместе с тем замечено, что газопроявления при прочих равных обстоятельствах значительно реже прослеживаются при использовании цементно-песчаных, цементно-бентонитовых и шлакопесчаных растворов, при расхаживанни колонн в процессе цементирования и обеспечения проведения определенного комплекса цементировочных работ.

Резюмируя существующие мнения о путях движения газа в в заколонном пространстве скважины, можно выделить следующие места возникновения потенциальных каналов:

1. Трещины и перемятости пород (в первую очередь, при возникновении грифонов).

2. Участки, заполненные невытесненным буровым раствором.

3. Участки стенок скважины, где осталась сформированная глинистая корка с последующим ее разрушением.

4. Зазоры, возникающие на границах обсадная колонна - цементный камень и цементный камень - стенка скважины в результате выделившейся из цементного раствора воды (с последующим ее поглощением твердеющим цементным раствором).

5. Щель, заполненная водой на границе между глинистой коркой (буровым раствором) и цементным раствором (камнем).

6. Каналы, образованные поднимающимся по цементному раствору газом.

7. Капилляры, пронизывающие схватившийся, но еще не затвердевший цементный раствор и образованные в результате наличия в нем избыточной воды (по сравнению с необходимым ее количеством для химического процесса соединения цемента с водой).

8. Каналы, образовавшиеся в цементном растворе в результате водоотделения на контакте с другими поверхностями или в его массе.

9. Трещины в цементном камне.

Изучение причин, способствующих возникновению газопроявлений в скважинах при цементировании обсадных колонн, позволили наметить классификацию факторов, приводящих к газопроявлениям (рисунок 45).

При составлении классификации учитывалось, что некоторые факторы, способствующие возникновению газопроявлений, в одинаковой мере относятся к двум классифицирующим группам, другие могут считаться весьма сомнительными, но они рассмотрены, потому что некоторые из них, как отмечают исследователи и производственники, возможно, играют некоторую роль в газопроявлениях.

В основу классификации взято разделение всех факторов, способствующих газопроявлениям, на пять групп:

· геологические;

· технические;

· технологические;

· физико-химические;

· механические.

Данная градация охватывает весь процесс крепления скважин от начала прокачивания тампонажного раствора в скважину до окончания времени его затвердения с последующим пребыванием в заколонном пространстве.

Вместе с тем следует учитывать, что для возникновения и развития газопроявления должны выполняться два условия:

· наличие перепада давления (в случае газа -- необязательно);

· возможность образования канала для движения газа (или другого флюида).

Для оценки этих факторов (смотреть рисунок 45) необходимы анализ и оценка их приоритетности в каждом конкретном случае с учетом прогресса в решении указанной проблемы.

3.8.7 Методы и признаки обнаружения ГНВП

Газоводонефтепроявления обнаруживаются по прямым и косвенным признакам. Прямые признаки указывают на поступление пластового флюида в ствол скважины, а косвенные -- сигнализируют о возможном проявлении.

Прямые признаки ГНВП:

· увеличение объема (уровня) бурового раствора в приемной емкости;

· повышение расхода (скорости) выходящего потока бурового раствора из скважины при неизменной подаче буровых насосов;

· перелив из скважины при отсутствии циркуляции;

· уменьшение против расчетного объема бурового раствора, доливаемого в затрубное пространство скважины при подъеме бурильной колонны;

· увеличение против расчетного объема бурового раствора в приемной емкости при спуске бурильной колонны;

· повышение газосодержания в буровом растворе.

Косвенные признаки возможного возникновения ГНВП:

· увеличение механической скорости проходки;

· изменение параметров бурового раствора;

· изменение давления на буровых насосах.

Можно указать ещё несколько признаков, указывающих на начало проявления, но здесь указаны те, информативность которых существенно более значительна.

Увеличение объема бурового раствора в приемной емкости. Контролируют объем (уровень) в приемных емкостях насосов и общий объем бурового раствора в запасных емкостях показывающим прибором с одновременной регистрацией, а также со звуковой и световой сигнализацией в аварийных ситуациях.

За исходный уровень бурового раствора в приемных емкостях принимают уровень, установившийся после восстановления нормальной круговой циркуляции. При химической обработке, утяжелении и т.п. операциях необходимо учитывать введение в буровой раствор объемов материалов и корректировать положение исходного уровня раствора в емкости.

Контроль расхода (скорости) выходящего потока бурового раствора индикатором потока в открытой желобной системе либо магнитными датчиками, устанавливаемыми на выкидном трубопроводе. Обычно считают показатель, определяющий количество бурового раствора, протекающего в единицу времени на выходе, наиболее подходящим параметром для обнаружения аномальных условий в скважине за возможно короткий период. С этим можно согласиться, как это будет показано ниже, если проявление окажется большой интенсивности. Как показали исследования, при бурении на суше наиболее надежное проявление фиксируется при поддержании чувствительности на уровне ±1,5 л/с. При этом аварийные сигналы по ошибке возникали лишь при больших изменениях в объеме течения -- например, при наращивании инструмента, включении и отключении насоса. При бурении с плавучих буровых установок чувствительность возрастает до 3,2 л/с из-за вертикальных перемещений судна.

Результаты измерения расхода (скорости) потока на выходе необходимо сопоставить с результатами измерений уровня приемных емкостей. Повышение расхода приводит к увеличению уровня в приемных емкостях.

Уменьшение против расчетного объема бурового раствора, доливаемого в скважину при подъеме бурильной колонны. Наиболее приемлемым способом контроля за состоянием скважины при подъеме бурильной колонны является периодический долив в затрубное пространство.

Объем доливаемого в скважину бурового раствора обычно считают равным объему металла поднятой из скважины колонны бурильных труб. Но на самом деле он существенно превышает его на величину объема пленки бурового раствора, остающейся на внутренней поверхности труб, а также за счет фильтрации бурового раствора.

Увеличение объема бурового раствора против расчетного в приемной емкости при спуске бурильной колонны. При отсутствии притока из пласта объем вытесненной из скважины жидкости при спуске труб соответствует объему спущенного металла и корки бурового раствора на нем. Если он превышает расчетный объем спущенных труб и из скважины наблюдается непрекращающийся перелив, то это свидетельствует о поступлении пластового флюида в ствол скважины.

Для обеспечения контроля вытесняемый буровой раствор должен направляться в приемную емкость с уровнемером или тарировочными рейками. Остальные приемные емкости отключаются.

Газосодержание в буровом растворе. Буровой раствор во время промывки и бурения должен контролироваться приборами для определения содержания газа, а при бурении разведочных скважин в предполагаемых продуктивных зонах количественный и компонентный состав газа -- газокаротажной станцией.

Объем газа в буровом растворе должен регистрироваться в функции времени, а при его предельной концентрации -- оповещаться звуковой и световой сигнализацией.

Появление или увеличение в буровом растворе газа, обнаруженного по выходе его на поверхность, т.е. в тот момент, когда пластовый флюид прошел всю скважину, нельзя считать ранним. Но выход газированного бурового раствора, не сопровождаемый увеличением уровня в приемных емкостях и скорости выходящей раствора, указывает на:

· бурение проницаемого газоносного пласта буровым раствором заданной плотности, в этом случае газ поступает из выбуренной породы, и если дегазатор не справляется с отделением его, то снижают механическую скорость проходки;

§ разбуривание ореольной зоны пласта с АВПД либо пласта низкой проницаемости, но с давлением выше забойного;

§ появление газированного раствора всегда требует усиления контроля над поведением скважины в процессе ее углубления.

Если же в процессе наращивания инструмента в результате эффекта поршневания в призабойную зону скважины поступает газ, то он фиксируется на устье в виде пиковых увеличений газосодержания относительно фонового уровня с запаздыванием, равным времени выноса на поверхность забойной пачки. Наличие «газа наращивания» не требует немедленного утяжеления бурового раствора.

Наличие газа только в забойной пачке, наблюдаемое после спуска бурильной колонны и промывки, как правило, не приводит к выбросу. Если подход разгазированной забойной пачки к устью скважины приводит к снижению давления в бурильных трубах и расплескиванию бурового раствора вокруг устья, то вымывать ее следует при закрытом устье через регулируемый дроссель.

Поступление пластовых флюидов (чаще всего газа) в скважину, не приводящее к переливу бурового раствора, практически не снижает забойного давления.

Выход из скважины газированного раствора, сопровождающийся повышением уровня в приемных емкостях, требует повышения плотности бурового раствора и принятия мер по ликвидации начавшегося более интенсивного проявления.

Изменение скорости бурения. Скорость бурения обусловлена многими факторами, в том числе и изменением плотности пород за счёт их разуплотнения аномально высоким пластовым давлением и развитостью систем трещин. Вскрытие долотом разуплотнённых пород или с хорошо развитой системой трещин ведёт к увеличению механической скорости бурения. В первом случае оно свидетельствует о входе в горизонт, у которого пластовое давление приближается к забойному или превышает его. Разрушение пород с хорошо развитой трещиноватостью может привести к поглощению бурового раствора и снижению забойного давления на вышележащие пласты. И в этом, и в другом случае создаются условия, когда пластовый флюид может поступить в скважину.

При приближении к пласту, из которого флюид может поступать в скважину, следует вести не только механический каротаж, но и усилить внимание на его изменение.

При увеличении механической скорости проходки V_мех в малоизученной части разреза более чем вдвое, бурение следует прекратить и в течение одного цикла циркуляции промывать скважину, контролируя при этом уровень бурового раствора в приёмных ёмкостях и давление на стояке.

Изменение давления на буровых насосах. Поступление пластового флюида в буровой раствор изменяет гидродинамическую характеристику скважины, что отражается на показаниях манометров, установленных на нагнетательной линии. В начальный момент проявления давление на буровых насосах может возрастать. При малой интенсивности флюидопроявления это начальное увеличение может остаться незамеченным. В дальнейшем по мере развития проявления давление в нагнетательной линии будет уменьшаться. Наличие притока в скважину пластового флюида проверяют при остановленных насосах по наблюдаемому переливу бурового раствора по желобной системе, а при закрытой скважине -- по появлению и росту избыточного давления на стояке и в затрубном пространстве.

Изменение показателей бурового раствора. Поступление пластового флюида в буровой раствор приводит к изменению его показателей: водоотдачи, плотности, вязкости, статического и динамического напряжений сдвига, удельного сопротивления, концентрации хлоридов, температуры и др. Необходимо помнить, что причиной отклонения от заданных свойств бурового раствора являются и другие факторы.

Информация об изменении указанных показателей приходит с запаздыванием на время, требуемое на возвращение на поверхность бурового раствора.

Для оперативного контроля за ходом строительства скважины используются станции геолого-технологического контроля (ГТИ).

При этом измеряются основные параметры и показатели. Станция ГТИ представляет собой информационно-измерительную систему, обеспечивающую непрерывное получение данных об изменении физических параметров анализируемых сред и объектов на всех этапах строительства скважины.

1. Глубина скважины и механическая скорость проходки.

2. Масса на крюке и нагрузка на долото.

3. Давление бурового раствора на стояке манифольда.

4. Давление бурового раствора в затрубном пространстве.

5. Число ходов бурового насоса.

6. Расход бурового раствора на выходе из скважины.

7. Уровень и объем бурового раствора в приемных емкостях.

8. Скорость спуска и подъема бурового инструмента.

9. Плотность бурового раствора на входе и на выходе из скважины.

10. Скорость вращения ротора.

11. Крутящий момент на роторе при роторном бурении.

12. Температура раствора на входе и выходе из скважины.

13. Удельное сопротивление бурового раствора.

14. Объемное газосодержание бурового раствора.

15. Измерение компонентного состава углеводорода газа и воздушной смеси.

Система мониторинга технического состояния бурового оборудования. Система мониторинга технического состояния бурового оборудования предназначена для обнаружения отклонений состояния бурового оборудования от нормального для конкретного технологического процесса строительства скважины с целью предотвращения возможных осложнений, простоев и аварий. Система мониторинга технического состояния бурового оборудования использует информацию от датчиков технологических параметров процесса бурения. Эта информация обрабатывается по соответствующим алгоритмам с целью выявления отклонений в состоянии оборудования.

Система мониторинга технического состояния бурового оборудования должна обеспечивать:

· определение промыва бурового инструмента;

· контроль движения бурильной колонны в реальном времени;

· контроль недопустимых разгрузок инструмента и ударов о забой;

· контроль затяжек и посадок инструмента;

· непрерывное определение коэффициента гидравлических потерь в скважине;

· определение наработки талевого каната;

· определение наработки сменных узлов буровых насосов;

· суммарное число оборотов долота.

Система раннего обнаружения газопроявлений. Система раннего обнаружения газопроявлений устанавливается на буровой и должна обеспечивать повышение безопасности буровых работ за счет обнаружения выбросоопасных объёмов газа в затрубном пространстве бурящейся скважины до выхода его на дневную поверхность.

Система раннего обнаружения газопроявлений основана на изменениях акустических свойств бурового раствора за счет попадания в него газа из пластов-коллекторов (изменение амплитуды пульсаций и скорости прохождения акустической волны, создаваемой работой поршневых буровых насосов или специального забойного генератора гидравлических импульсов).

Система раннего обнаружения газопроявлений состоит из двух датчиков динамического давления, установленных в линии высокого давления на входе в скважину и в затрубном пространстве на выходе из скважины.

Система анализирует амплитуды и спектр пульсаций давлений, определяет отношение амплитуд пульсаций и их сдвиг по фазе, формирует сигнал наличия газа в затрубном пространстве.

Имеется также система определения физико-химических свойств бурового раствора.

3.8.8 Ранее обнаружение газонефтеводопроявлений

Контроль над поступлением пластового флюида в ствол скважины в процессе бурения осуществляют по увеличению объема (уровня бурового раствора в приемной емкости), газосодержания в буровом растворе, повышению скорости проходки и изменению параметров бурового раствора (косвенные признаки). Увеличение объема притока пластового флюида в ствол скважины не должно превышать допустимую величину V_доп(допустимый объем), которую устанавливают равной 1/2V_пр (предельный объем), но не более 1,5 м³.

Рост скорости восходящего потока бурового раствора на 10 и более процентов при установленной подаче бурового насоса свидетельствует о проявлении большой интенсивности. При увеличении содержания газа в буровом растворе на 5 и более процентов принимают меры по его дегазации и выявляют причины его появления.

При промывках после прекращения бурения проявление распознают по прямым признакам.

При наращивании бурильной колонны проявление обнаруживают визуально по продолжающемуся движению бурового раствора в желобной системе. Следует иметь в виду, что за счёт сжимаемости и вязкоупругих свойств буровых растворов после остановки насосов из скважины вытекает определённое количество жидкости, и это не является признаком проявления.

После окончания бурения и при отсутствии промывки, когда забойное давление снижается на величину гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве, проявление обнаруживается по началу перелива из скважины.

Во время промывок после спуска бурильной или обсадной колонн или длительной остановки циркуляции проявление распознают по снижению давления на буровых насосах (косвенный признак), по увеличению объёма бурового раствора в приёмных ёмкостях, расхода (скорости) выходящего потока бурового раствора и повышению газосодержания в нём (прямые признаки).

Обнаружение ГНВП при СПО. Проявление, начавшееся в процессе поднятия бурильной колонны, распознают по уменьшению объёма бурового раствора, доливаемого в затрубное пространство, по сравнению с объёмом металла труб, извлекаемых из скважины, и объемов бурового раствора, остающегося на внутренних стенках труб в виде пленки. Если для очистки не используют обтираторы, то учитывают и объём плёнки на наружной поверхности труб.

Если при подъёме труб будет установлено, что объём доливаемой жидкости (V_д) уменьшился по сравнению с соответствующим контрольным замером на величину V_доп = 1/4 V_np (но не более 0,5 м³), то необходимо остановить подъём и немедленно приступить к ликвидации начавшегося проявления.

...