А) розкриття зон з АВПТ.

До геологічних причин належить насамперед невизначеність інформації щодо закономір­ностей зміни пластових тисків з глибиною свердловини. Відомо, що закономірності зміни пластових тисків різнома­нітні як за простяганням, так і за товщиною розбурюваних покладів. Підвищення пласто­вого тиску з глибиною свердловини може мати монотонний або різкий стрибкоподібний характер.

Особливу небезпеку з погляду виникнення ГНВП представляють пласти з аномально високим пластовим тиском. Нормальний пластовий тиск рівний гідростатичному тиску прісної води на даній глибині. Виникнення пластів з АВПТ пояснюється геологічними процесами, що відбуваються після формування покладу вуглеводнів (енудація, переміщення в земній корі).

При розтині пласта з аномальним тиском диференціальний тиск раптово падає і тому у разі недостатньої густини розчину в процесі будівництва свердловини виникають умови, сприятливі для флюїдопроявів (рисунок 7.3).

Рисунок 7. 3 − Зміна диференціального тиску в залежності від ластового тиску

Створення протитиску на пласт для попередження проявів забезпечується відповід­ним вибором густини розчину.

Розчин - технологічна рідина, якою заповнена сверд­ловина на даному етапі її будівництва.

б) наявність пустот (кастри), заповнених газом;

в) розкриття свердловиною тектонічної тріщини, яка має сполучення з газовим горизонтом, що залягає нижче (рисунок 7.4);

Рисунок 7.4 - Розкриття свердловиною тектонічної тріщини, яка має сполучення з газовим горизонтом, що залягає нижче

► Зменшення тиску в свердловині за рахунок бурового (цементного) розчину.

Недостатня густина розчину або її зменшення — одна із основних причин проявів.

Це зумовлено не тількичерез помилки при визначенні пластових тисків і глибини залягання продуктивного горизонту на стадії проектування свердловин але й через недостатній контроль за поточними значеннями пластових тисків у процесі розробки родовищ, або відхилення фактичної густини розчину від проектної (рисунок 7.5);

Р_гст<Р_пл

ρ_бр<ρ^доп_min

Рисунок 7.5 – Відхилення фактичної густини розчину від проектної

Зменшення густини бурового розчину може статися із-за:

а) газонасиченості розчину – наявності у розчині газу. Присутній в свердловині газ може мати різне походження.

Слід розрізняти:

• надходження флюїду з шламу проникної пористої породи, або з порід що осипалися.

В цьому випадку присутність газу в свердловині не обов'язково приведе до того, що вибійний тиск Р_виб буде нижчий від пластового тиску Р_пл.

За оціночними розрахунками В.Д. Шевцова, навіть за високих механічних швидкостей проходки (10—20 м/год.), виявлено, що надходження газу з вибуреною породою, незважаючи на велике зниження густини бурового розчину на гирлі свердловини, неістотно зменшує вибійний тиск. Тому насичення бурового розчину газом із вибуреної породи не становить самостійної небезпеки прояву внаслідок зменшення вибійного тиску. Зменшення тиску може бути істотним у верхній частині свердловини і привести до припливу із пластів, які знаходяться на цих глибинах.

• газ, що виділяється з покладу (пласта):

− якщо Р_виб менше Р_пл і якщо порода достатньо проникна, газ проникає в свердловину (виникає втрата первинного управління свердловиною і потрібно управляти проявом флюїду).

Первинне управління свердловиною заключається в збереженні додаткового диференціального тиску в зоні проникних пористих порід тільки за рахунок стовпа рідини відповідної густини.

Кількість газу, що виділяється, залежить від диференціального тиску в зоні покладу, проникності породи для флюїду пласта, товщини продуктивного пласта і властивостей флюїду пласта (в'язкість і т.д.). У разі негативного диференціального тиску явище посилиться у міру циркуляції, якщо свердловина залишається відкритою;

− ГНВП можуть виникнути і у випадку, якщо тиск в свердловині більше пластового.

Якщо Р_виб більше Р_пл, газ може проникнути в свердловину в результаті:

• дифузії та осмосу;

• гравітаційного заміщення, фільтрації;

• капілярних переміщень;

• контракції;

• впливу температури;

• явища седиментації;

• відхилення свердловини;

• зростання СНЗ при відсутності циркуляції;

• з меншення густини цементного розчину в процесі тужавіння (період ОТЦ).

Під час дифузії газ виявляється у вигляді пачок при тривалих зупинках, в процесі СПО і нарощувань бурильних труб. Дифузія газів у буровий розчин незначна і не може спричинити ускладнення у разі відсутності циркуляції протягом доби. За оціночними розрахунками В.Д. Шевцова, для глибоких свердловин дифузія газу (за наявності в ньому сірководню і вуглекислого газу) може в окремих випадках призвести до підвищення концентрації, небез­печної з позицій викиду.

Слід врахувати, що підвищення густини бурового розчину не знижує явищ дифузії.

У разі осмотичного переносу пластових вод, які вміщують розчинений газ, через напів­проникну перегородку (фільтраційну кірку) внаслідок пониження тиску в процесі промиван­ня газ переходить у вільний стан і зменшує густину бурового розчину. Вважається, що ос­мотичні процеси не приводять до істотного накопичення пластового флюїду в свердловині, що могло би бути зафіксовано на поверхні.

У реальних умовах явища дифузії та осмосу проходять одночасно, що зумовлено відсут­ністю ідеальних напівпроникних перегородок.

Гравітаційна взаємодія між флюїдом і буровим розчином або його фільтратом у пласті з вертикальною тріщинуватістю може привести до заміщення флюїду буровим розчином. Таке припущення зробив В.О. Хуршудов на основі лабораторних досліджень. Під час розкриття газоносних пластів великої товщини внаслідок фільтрації бу­рового розчину в пласт можуть спостерігатися локальні під­вищення тиску з надходженням газу у свердловину. У процесі фільтрації бурового розчину фільтрат під дією гра­вітаційних сил накопичується біля підошви пласта, а газ про­никає у зону пониженого тиску із покрівлі пласта, тобто в свердловину.

Надходження пластового флюїду в свердловину може бути зумовлене капілярним переміщенням внаслідок фільтрації дис­персного середовища бурового розчину в пласті. Капілярний тиск, достатній для витіснення пластового флюїду в свердло­вину, може виникати в порових каналах діаметром до 1 мкм. За таких умов надходження пластового флюїду внаслідок капі­лярного переміщення не становить небезпеки для проявів.

Явище контракції бурового розчину, тобто зменшення його об'єму в процесі структу­роутворення, може привести до перерозподілу тиску між свердловиною і пластом та спри­чинити приплив флюїду.

Можливими причинами контракції бурового розчину є зміцнення структури з утворенням більш щільного просторового пакування глинистих частинок і характер сорбційних процесів у системі «глина—вода», внаслідок яких частина води переходить у фізично зв'язаний стан на поверхні частинок. Це призводить до зменшення об'єму води у системі, оскільки густина зв'язаної води за рахунок упорядкованої і структури вища за вільну.

Дослідженнями встановлено, що зменшення об'єму глинистого розчину внаслідок контракції становить 0,1—0,5%, що є істотним з позицій виникнення флюїдопроявів.

Вплив температури. Густина бурового розчину зменшується із зростанням температури (приблизно, на 0,01 при підвищенні температури на 10^оС для бурового розчину на водній основі і дещо більше для бурового розчину на нафтовій основі).

Осідання (седиментація) твердої фази розчину під час відсутності циркуляції (рисунок 7.6);

Відхилення свердловини.

У похилій свердловині при бурінні з важким буровим розчином після зупинки циркуляції вхідні до складу розчину тверді частинки мають тенденцію до седиментації - осадження на нижній стінці свердловини. Відбувається “розділення” густини між важким буровим розчином на нижній стінці, який погано передає тиск, і легким розчином у верхньої стінки, який передає тиск. Таке розділення може викликати помітне зменшення гідростатичного тиску в свердловині.

Явище посилюється під впливом температури в свердловині, причому в'язкість істотно зменшується із зростанням температури.

Р^р_гст− гідростатичний тиск стовпа розчину;

Р^в_гст− гідростатичний тиск стовпа води

Рисунок 7.6 − Графік зниження гідростатичного тиску в свердловині

(з часом) на випадок осідання твердої фази розчину

Зростання СНЗ при відсутності циркуляції (рисунок 7.7)

1− при невеликому значенні Q¹⁰;

2− при великому значенні Q¹⁰

Рисунок 7.7 − Графік зниження гідростатичного тиску в свердловині

(з часом) за рахунок зростання СНЗ:

Зменшення густини цементного розчину в процесі тужавіння (період ОТЦ) за рахунок явищ фільтрації, седиментації, контрактації та зміни фізичних властивостей при переході цементних розчинів з рідкого в твердий стан.

Під час ОТЦ цементний розчин з часом втрачає здат­ність передавати гідростатичний тиск на вибій і стінки сверд­ловини. Характер зміни тиску під час ОТЦ наведено на рисунку 7.8. На першому етапі, відразу після закінчення протискування і до початку тужавіння тампонажного розчину (ділянка І рисунок 7.8), тиск буде знижуватися за рахунок седиментації частинок це­менту і зависання розчину під дією СНЗ, яке постійно зростає у часі. На момент початку тужавіння вибійний тиск знижується до величини тиску, яку створює стовп рідини замішування (води).

початок тужавіння

Р^цр_гст− гідростатичний тиск стовпа цементного розчину при завершенні протискування;

Р^вз_гст− гідростатичний тиск стовпа води замішування цементу;

І− зміна гідростатичного тиску до початку тужавіння;

ІІ− зміна гідростатичного тиску після початку тужавіння

Рисунок 7.8 − Графік зниження гідростатичного тиску в свердловині під час ОТЦ

В кінці тужавіння цементного розчину за рахунок росту кристалів цементного каменя від­бувається зменшення порового простору і кількості вільної во­ди, через яку відбувається передача тиску. За рахунок цього тиск в кільцевому просторі та на вибій буде і надалі знижуватися (ділянка ІІ рис. 7.8). У разі газових покладів цим явищем нехтувати не слід, оскільки воно часто викликає приплив флюїду із пласта.

Ці процеси, без сумніву, відбуваються і у випадку, якщо тиск в свердловині більше пластового, але вони мають другорядне значення і небезпечні тільки при тривалих зупинках в процесі буріння при загерметизованому усті свердловини.

• газ розкладання, що отримується унаслідок розпаду деяких компонентів бурового розчину (особливо, під дією температури);

• рециркуляційний газ (погано дегазований на поверхні буровий розчин повертається в свердловину, попадання повітря в бурильну колону при нарощуванні труб, під час СПО і т.д.).

Таким чином, газонасиченість бурового розчину може протікати з позитивним диференціальним тиском (крім газу, що виділяється з шламу та під час явища дифузії).

б) нагнітання в свердловину легшого розчину (рідини), густина якого менше за густину бурового розчину.

Це може трапитися в результаті помилкових операцій із засувками системи циркуляції унаслідок витоків на рівні затворів або розбавлення розчину (за рахунок рідини, що використалася для очищення ємкостей, спінення розчину при хімічній обробці, від атмосферних опадів і т.д.);

в) несвоєчас­ного прийняття рішення щодо обважнення розчину;

г) порушення технології встановлення різного виду рідинних ванн з меншою густиною, ніж густина бурового розчину (рисунок 7.9);

Рисунок 7.9 - Порушення технології встановлення різного виду рідинних ванн з

меншою густиною, ніж густина бурового розчину

► Зменшення тиску в свердловині за рахунок зменшення висоти стовпа бурового розчину:

а) несвоєчасне і неякісне доливання свердловини при підйомі бурильної колони (рисунок 7.10).

Недостатнє заповнення свердловини під час підйому бурильної колони веде до зменшення тиску в свердловині. Для бурильної колони даного діаметру зменшення тиску буде тим значніше, чим менше діаметр свердловини.

Рисунок 7.10 - Несвоєчасне і неякісне доливання свердловини при підйомі бурильної колони

б) поглинання розчину (причини поглинань вказані в розділі 7.4).

Виникнення поглинання бурового розчину − розрив пласта (при розкритті сильно поглинаючих пластів, при високих швидкостях спуску інструменту або його польоті, при неправильному запуску бурових насосів) часто приводить до зменшення висоти стовпа розчину в кільцевому просторі, що може спровокувати НГВП (рисунок 7.11).

Р_пл>Р_гст>Р_погл

Рисунок 7.11 − Розрив пласта

Примітка: Якщо наявність поглинання в пласті приведе до втрати первинного управління в зоні продуктивного об'єкту, знадобиться ліквідовувати поглинання перш, ніж управляти НГВП.

в) ліквідація прихватів колони труб з допомогою таких способів, що грунтуються на зменшенні рівня рідини в свердловині;

г) порушення технології випробовування свердловин випробувачами пластів на трубах;

д) поршнювання внаслідок „поршневого» ефекту” (рисунок 7.12), особливо при наявності сальників.

Поршнювання відбувається за рахунок переміщення бурильної колони в свердловині, в результаті чого в кільцевому просторі виникають втрати тиску. Бурильна колона діє, як поршень. В процесі підйому бурильної колони рідина в кільцевому просторі не може вільно перетікати вниз і, отже, не здатна заповнити “порожній” простір під долотом. Виникає “депресія” під долотом, яка може, у разі наявності під долотом проникної пористої породи, дозволити пластовому флюїду проникнути в свердловину і більш менш заповнити цю “порожнечу”. Інша частина порожнечі може заповнюватися рідиною з бурильних труб, викликаючи зменшення висоти стовпа бурового розчину усередині бурильної колони.

Рисунок 7.12 – Поршнювання

У разі газоносного пласта матиме місце міграція і розширення пластового флюїду в кільцевому просторі в ході підйому бурильної колони. Попадання невеликого об'єму флюїду в свердловину може викликати витіснення значного об'єму бурового розчину з свердловини (коли газ наближається до поверхні, то збільшується в об'ємі), що приведе до сильного зниження вибійного тиску. Тенденція витіснення бурового розчину збільшується при наближенні долота до поверхні. Це явище тим помітніше, чим глибше свердловина і чим більше об'єм пластового флюїду, що поступає. Поршнювання може бути більш менш значним, але відбувається воно як тільки є переміщення бурильної колони в свердловині.

На рисунку 7.13 показані типові форми імпульсів тиску при СПО, одержані з допомогою гли­бинних манометрів, розташованих на нижньому кінці колони труб.

а—спуск із фазами розгону і гальмування; б— спуск із фазами розгону, усталеного руху і гальмування; в—спуск із включеним гідравлічним гальмом; г — піднімання колони труб; д— піднімання з посадкою на клини роторні; р_с, р_тах, p_ml — гідростатичний, максимальний і мінімальний гідродинамічні тиски при виконанні операцій

Рисунок 7.13 − Типові форми імпульсів тиску при СПО

Для бурових розчинів, які характеризуються в'язкопружними властивостями зі значним часом релаксації, зменшення тиску наприкінці операції може призвести до надходження флюїду із високопроникних пластів у свердловину.

Характерні розподіли швидкостей течії рідини при осесиметричному переміщенні колони труб у свердловині показані на рисунку 7.14.

а, 6— спуск із закритим і відкритим нижнім кінцем;

в, г — піднімання із закритим і відкритим нижнім кінцем

Рисунок 7.14 − Характерні розподіли швидкостей течії в'язкопластичної (а, б)

і в'язкої (в, г) рідин при переміщенні колони труб у свердловині

На процес поршнювання впливають наступні фактори:

• швидкість переміщення бурильної колони в процесі підйому;

• незначний зазор між бурильною колоною і стінками свердловини;

• звуження свердловини;

• утворення сальників.

В процесі піднімання колони труб із свердловини зменшення тиску нижче гідроста­тичного діє протягом усієї операції і є найнебезпечнішим з позицій виникнення флюїдопроявів. За даними В.Д.Шевцова, із підніманням колони труб на родовищах зв'язано від 50 до 70% викидів;

е) наявність перетоків, зумовлених різницею густин і висотою стовпів рідини в трубному і затрубному просторах.

В любому випадку, незалежно від причини пониження рівня бурового розчину існує його критичне значення, перевищення якого приводить до виникнення прояву.

Практика показує, що виникнення ГНВП можливе ще й при виконанні інших технологічних операцій, а саме:

а) зникнення втрат тиску при зупинці циркуляції.

Зупинка циркуляції веде до зменшення тиску в будь-якій точці кільцевого простору, рівному значенню втрат тиску вище цієї точки. В деяких випадках (поблизу або при розтині пласта з аномальним тиском в процесі буріння) величина гідродинамічного тиску може запобігати виникненню ГНВП під час циркуляції і, навпаки, ГНВП може початися після зникнення втрат тиску при зупинці циркуляції.

Висока механічна швидкість проходки може викликати значне збільшення густини бурового розчину в кільцевому просторі і, якщо насичений шламом розчин в кільцевому просторі буде замінений чистим розчином, може виникнути ГНВП;

Дата добавления: 2015-07-25