Осложнения и аварии при строительстве нефтяных и газовых скважин

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 способствуют таянию льда, поэтому за обсадной колонной в горных породах образуются каналы, заполненные водой. Наблюдались случаи (месторождение Пунга) насыщения верхнего (600 м) водоносного горизонта газом из нижнего (1200 м). 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 значениях противодавления 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 косвенно, через бурящиеся или ранее пробуренные скважины. Кроме того, грифоны могут возникнуть вокруг других промышленных объектов и жилья.

Причины и условия возникновения газонефтеводопроявле-

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

ошибок в определении значений пластового давления при проектировании скважин и недостаточного контроля за текущими значениями пластового давления в процессе разработки месторождения;

снижения гидростатического давления за счет:

261

–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 значений плотности и высоты столбов жидкостей в трубном и затрубном пространствах и перепадом давления между двумя или несколькими вскрытыми пластами;

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

 явлений фильтрации, контракции, седиментации и температурных изменений в буровых растворах, характеризующихся вязкопластичными и вязкоупругими свойствами;

 изменения значений гидродинамического давления в процессе бурения, промывки, спуско-подьемных операций и т.п.;

 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 замещения. 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 путем в скважину, невелико.

Капиллярный переток обусловлен давлением, создающимся искривленностью 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

262

(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 вглубьпласта.

Эффектом контракции обосновывался ряд проявлений и неуправляемого поступления газа после проведения цементирования обсадных колонн. Контракция – это уменьшение суммарного объема системы твердое 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, при этом увеличивается ее плотность (до 1300– 2400 кг/м3) и, следовательно, уменьшается ее объем и 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, котороемогло быбыть замеченным наповерхности.

Поступление пластового флюида с выбуренной и обвалив-

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

263

где b – пористость породы;

α – коэффициент растворимости газа в растворе; Pпл – 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 рас- считано по формуле

C Vмех Dc2C1Рзаб ,

4QРy

где Vмех – механическая скорость проходки, м/с; Dc – диаметр скважины, м;

C1 – содержание газа в породе, %;

Pзаб, Pу – соответственно забойное и устьевое давление, МПа; Q – скорость потока бурового раствора в затрубном простран-

стве, м /с.

Способы предупреждения и ликвидации грифонов, заколонных и межколонных проявлений. Для предупреждения грифонов,

заколонных и межколонных проявлений необходимо:

место заложения и проектный профиль скважины подбирать

сучетом расположения трещин и других тектонических нарушений, стараясь по возможности обходить их;

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;

обеспечить герметичность всех обсадных колонн, что достигается применением соответствующих труб, герметизирующих смазок для их соединений, креплением последних с контролем крутящего момента;

264

не допускать чрезмерно высоких значений противодавления,

высоких значений ρ, θ1,10, Т, η, 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 временно обеспечить 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 геофизическими методами, создают в колонне отверстия с помощью перфораторов и сверлящих керноотборников, закачивают буровой раствор для глушения проявления и затем цементный раствор.

Основные понятия о давлении в скважине. Условием начала ГНВП является превышение пластового давления вскрываемого горизонта над забойным давлением:

Рпл > Рзаб.

Забойное давление зависит от величины гидростатического давления жидкости, заполняющей скважину, и дополнительных депрессий илирепрессий, которыезависятотпроводимыхнаскважинеработ.

Гидростатическое давление определяют по формуле

Рст = ρgH,

где ρ – плотность жидкости, кг/м3;

g – ускорение свободного падения, равное 9,8 м/с2; Н – глубина залегания горизонта, м.

265

3.8.1. Условия возникновения газонефтеводопроявлений

Вподавляющем большинстве проводка скважин осуществляется при забойном давлении, превышающем пластовое.

Впроцессе механического бурения пластовый флюид поступает в скважину, когда пластовое давление превышает сумму гидро-

статического давления столба бурового раствора (Рст) и гидравлических сопротивленийвзатрубном пространстве (Pгск):

Рпл > Рст + Ргск.

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

Рпл > Рст.

Во время подъема бурильной колонны газонефтеводопроявления возникают в результате снижения забойного давления, обусловленного колебаниями гидродинамического давления вследствие движения колонны труб Pгд , явлений фильтрации, контракции, седиментации и температурных изменений в неподвижной части бурового раствора – Р, опорожнения скважины за счет недолива ( h) ее буровым раствором – hρg. При этом условие возникновения проявления принимает вид

Рпл > Рст – Ргд – Р – hρg.

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 – Ргд. Таким образом, имеем условие

Рпл > Рст – Р– Ргд.

266

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:

Рпл > Рст – Ргд.

Правила безопасности (ПБ) требуют, чтобы гидростатическое давление (Рст) превышало пластовое (Рпл) в следующих размерах

( Ргд):

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 раствора ρбр, на котором должен вскрываться горизонт определяют как

бр Pпл P , gH

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

3.8.2. Определение забойного давления

Забойное давление при механическом бурении и промыве скважины

Рзаб = Рг + Ргск,

где Ргск – гидравлическое сопротивление в кольцевом пространстве. Забойное давление после остановки циркуляции первое время

равняется гидростатическому:

Рзаб = Рст.

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

Рзаб = Рг – Рст.

При остановке до 10 ч

Рст = 0,02ρgН.

267

Забойное давление при подъеме бурильной колонны может быть выражено формулой

Рзаб = Рст – Ргд – Рст – hρg,

где Ргд – гидродинамическое давление под долотом при движении колонны труб вверх (эффект поршневания);

Рст – снижение забойного давления за счет явлений седиментации, фильтрации и контракции и температурных изменений в зоне, где нет движения бурового раствора;

hρg – снижение забойного давления за счет недолива скважины при подъеме, где h – глубина опорожнения скважины перед очередным доливом.

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

где – статическое напряжение сдвига за 10 мин, Па;

L – длина колонны бурильных труб, находящихся в скважине, м; Dс – диаметр скважины, м;

dн – наружный диаметр бурильных труб, м; ρбр – плотность бурового раствора, кг/м3;

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; Sт – площадь кольца трубы, м2;

S – площадь кольцевого пространства скважины, м2. Забойное давление при спуске бурильного инструмента

Рзаб = Рст + Ргд – Рст.

где Ргд – гидродинамическое давление при спуске.

При СПО каждой свечи бурильного инструмента над и под долотом возникает знакопеременное гидродинамическое давление.

268

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 (рис. 43). Величину репрессии + Ргд определяют по формуле, а депрессия – Ргд при скорости спуска меньше 1 м/с составляет 0,01ρgL, при скорости спуска больше 1 м/с – Рдс = (0,01…0,05)ρgL.

Рис. 43. Причины снижения давления бурового раствора на продуктивный пласт

269

Для того чтобы не возникало ГНВП при наличии вскрытого продуктивного горизонта, необходимо, чтобы во всех случаях забойное давление превышало пластовое, т.е. Рзаб > Рпл.

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 как

P Vм брg,

Fскв

где Vм – объем металла бурильных труб, поднятых без долива, м; Fскв – площадь поперечного сечения скважины, м2.

3.Снижение плотности бурового раствора, вызванного 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 рис. 43 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 различных вопросов борьбы с газонефтеводопроявлениями возникает необходимость использования законов, характеризующих природу газов и их поведение при различных значениях давления и температуры.

270