Осложнения и аварии при строительстве нефтяных и газовых скважин

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.

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,

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/(К·моль).

Изменение состояния газа при движении по стволу сква-

жины. 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 про-

271

текания 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 значений гидравлического давления 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 будет сохранять объем и давление, имевшие место в момент герметизации.

Газ, находящийся вначале под действием избыточного гидростатического давления столба жидкости, сохраняет его и в процессе всплытия до устья скважины (рис. 44).

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

Pпл = ρgH + Py,

то после ее окончательного всплытия устьевое давление станет равным пластовому.

Py = Pпл,

272

где Ру – устьевое давление; Pпл – пластовое давление.

Давление на забое скважины при этом удвоится:

Рзаб = 2Р0.

В любой точке ствола скважины давление в это же время будет равно суммеустьевогои гидростатического давления наэтойглубине.

Рис. 44. Инверсия 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 Vг сопоставим с изменением объема жидкости Vж за счет роста давления, то изменение объема газа существенно и его следует учитывать. Если же объем газа Vг значительно превышает объем жидкости Vж, 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 оказывает свое влияние негерметичность ствола скважины в его открытой части и всплывание газа не в виде одной порции, а распределение его на значительном интервале.

273

Эксперименты по оценке инверсии давления при всплывании газа проводились в герметизированной скважине 230 Левкинская глубиною 1187 м. В скважину запускали газ (воздух) в объеме от 1,5 до 3,0 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. Высокое давление в скважине является 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 скважи-

не. 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.

274

Снижение давления может быть определено по формуле Стронга – Уайта:

P 2,3 бр1 бр2 ln Pст1,

бр2

где бр1 – начальная плотность бурового раствора;бр2 – плотность газированного бурового раствора на поверх-

ности;

Pст1 – 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 причиныэтогоявления, аотдельныетолкованияподчаспротиворечивы.

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

В межколонном пространстве газ может появиться вследствие нарушений герметичности колонны и устьевого узла (колонной головки, местаее соединения со сгоннымпатрубком 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 целостностиобсадных колонн; по каналамцементного камня.

275

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 обеспечивается большая высота 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 расхаживании колонн в процессе цементирования и обеспечения проведения определенного комплекса цементировочных работ.

С учетом существующих мнений о путях движения газа в заколонном пространстве скважины можно выделить следующие места возникновения потенциальных каналов:

трещины и перемятости пород (в первую очередь при возникновении грифонов);

участки, заполненные невытесненным буровым раствором;

участки стенок скважины, где осталась сформированная глинистая корка с последующим ее разрушением;

зазоры, возникающие на границах обсадная колонна – цементный камень и цементный камень – стенка скважины в результате выделившейся из цементного раствора воды (с последующим

еепоглощением твердеющим цементным раствором);

щель, заполненная водой на границе между глинистой коркой (буровым раствором) и цементным раствором (камнем);

277

каналы, образованные поднимающимся по цементному раствору газом;

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);

каналы, образовавшиеся в цементном растворе в результате водоотделения на контакте с другими поверхностями или в его массе;

трещины в цементном камне.

Изучение причин, способствующих возникновению газопроявлений в скважинах при цементировании обсадных колонн, позволило наметить классификацию факторов, приводящих к газопроявлениям (см. рис. 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 классификация охватывает весь процесс крепления скважин от начала прокачивания тампонажного раствора в скважину до окончания времени его затвердения с последующим пребыванием в заколонном пространстве.

278

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 (см. рис. 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 газонефтеводопроявлений

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 отметить еще несколько признаков, указывающих на начало проявления, но здесь приведены те, информативность которых более значительна.

279

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 других 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 вы-

кидном 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. Наи-

более приемлемым способом контроля за состоянием скважины при подъеме бурильной колонны является периодический долив в затрубное пространство.

280