Б) утворення штучних зон АВПТ.

Таке явище характерне під час розбурювання багатопластових родо­вищ із газо- і нафтонасиченими пластами та виникає в результаті:

− неякісного цементуванням обсадних колон (оголення башмаків, негерметичність цементного каменю за проміжними і експлуатаційними колонами);

− негерметичності з'єднань з порушенням цілісності обсадних колон, які перекривають напірні горизонти;

− неякісної ліквідації (цементування) першого стов­бура, в якому розкриті газові горизонти (рисунок 7.15);

Рисунок 7.15 - Неякісна ліквідація (цементування) першого стов­бура

− неякісної ліквідації свердловин (встановлення цементних мостів), в яких були розкриті газові горизонти (особливо на більших глибинах).

Неякісне зацементовані свердловини та неізольовані аварійні стовбури служать каналами для міжпластових перетоків флюїдів із нижчезалягаючих пластів у вищезалягаючі.

Отже, до технологічних причин зараховують порушення технологічних регламентів буріння свердловин, а також помилки, допущені під час розробки технічного проекту на споруджен­ня свердловини, в прогнозах пластових тисків у процесі буріння, т. ін.

Фактичні причини виникнення проявів можуть бути зв'язані з дією однієї або комплек­су причин.

В.Д. Шевцов навів дані результатів аналізу 228 викидів, які мали місце під час буріння свердловин у штатах Техас і Луїзіана (США). За розподілом причин викидів по видах технологічних операцій найчастіше викиди виникали в процесі (в %):

СПО - 44;

буріння — 29;

вимивання флюїду — 12;

спуску обсадних колон — 4;

цементування свердловин — 4;

під час очікування тужавлення тампонажного розчину — 3.

Залежно від виду флюїду, що надійшов у свердловину, викиди розподіляють так, %:

газ — 73,4;

вода і газ — 10,1;

нафта і газ — 6,9;

вода — 6;

сірководень — 1,8;

конденсат — 1,8.

Причини переходу ГНВП у відкритий фонтан під час буріння:

- невідповідність конструкції свердловини геологіч­ним умовам буріння та її відхилення (фактичної) від проектної;

- порушення технології монтажу і правил експлуата­ції ОП;

- несправність ОП;

- несвоєчасні дії бурової вахти щодо герметизації свердловини під час ГНВП;

- порушення технології управління свердловиною під час ліквідації ГНВП.

7.5.2 Поведінка газу в буровому розчині

► Однією з основних причиною ГНВП є надходження газу в свердловину (більшість фонтанів газові, в нафті в чималій кількості міститься розчинений газ, який в свердловині переходить в газоподібний стан). Природа газування розчину вивчена недостатньо, проте встановлено, що газ, який поступає в свердловину, може знаходитися в наступних станах:

- розчиненим в буровому розчині;

- у вигляді бульбашок, нерухомих щодо розчину;

- у вигляді спливаючих бульбашок;

- у вигляді міхурів, сумірних за розмірами з каналом руху (свердловина, труба, кільцевий простір), – снарядний режим спливання;

- кільцевий режим, коли газ займає весь перетин каналу руху.

Природний газ достатньо легко розчиняється в буровому розчині, причому розчинність тим вище, чим більше тиск і температура (при P = 5 МПа і t = 60°С розчиняється 0,9 м³ газу в 1 м³ води, а при P = 50 МПа і t = 200°С до – 11 м³/м³). Густина розчину при цьому практично не міняється.

При русі по свердловині вгору у міру зниження тиску з розчину виділяється вільний газ, а на глибині близько 100 м велика частина газу переходить в газоподібний стан і рухається вгору у вигляді бульбашок.

Газовий конденсат переходить в газоподібне перебування на глибині близько 100 – 300 м. При надходженні в свердловину нафти з розчиненим газом відбувається аналогічна картина, проте слід зазначити, що розчинність газу в нафті значно вища, ніж у воді, а тим більше в буровому розчині. Проте, як показують розрахунки, при бульбашковому русі газу тиск в свердловині знижується незначно і такий режим руху газу реальної небезпеки з погляду ГНВП не представляє. Більше того, є значний досвід буріння свердловин з газуючим розчином, що істотно підвищує техніко – економічні показники.

При снарядному і кільцевому режимі спливання газу і відкритому гирлі у міру руху вгору тиск газу знижується, а об'єм відповідно до закону Бойля‑Маріотта PV=const збільшується.

У відкритій свердловині газ поступово розширюється, піднімаючись в кільцевому просторі. Розширення газу стає значним, коли він наближається до поверхні і викликає зменшення густини бурового розчину на виході з свердловини.

Це приводить до зниження гідростатичного тиску в свердловині і в деякий момент воно може стати нижче пластового, слідством чого може бути фонтанування.

Швидкість спливання газу при бульбашковому режимі коливається в межах 300‑350 м/год, а при снарядному 600‑900 м/год залежно від властивостей розчину.

Отже від появи перших ознак до фонтанування проходить декілька годин.

У випадку, якщо устя свердловини закрите, наприклад, превентором, і відбувається спливання газу, то об'єм його практично не міняється, і згідно закону Бойля‑ Маріотта тиск зберігається незмінним. Отже тиск на гирлі може стати рівним пластовому, а це може привести до руйнування ОП або обсадної колони. З цієї причини не можна тримати свердловину закритою тривалий час.

7.5.3 Основні ознаки ГНВП

НГВП проходить тільки в тому випадку, коли певний об’єм пластового флюїду потрапляє в свердловину.

Прямі ознаки ГНВП:

• збільшення об'єму (рівня) бурового розчину в при­ймальних ємкостях. Надходження флюїду в свердловину приводить до збільшення об'єму циркулюючого розчину, що наголошується збільшенням витрати на гирлі, підвищенням рівня розчину в приймальних ємностях. Це є найбільш ранньою ознакою прояву.

• збільшення витрати (швидкості) висхідного потоку бурового розчину із свердловини при незмінній подачі бурових насосів;

• зміна тиску в нагнітальній лінії бурових насосів;

• переливання розчину після припинення (при відсутності) циркуляції або руху труб під час СПО;

• зменшення об'єму бурового розчину проти розрахункового, який доливається в затрубний простір свердловини при підйомі бурильної колони;

• збільшення об'єму бурового розчину в приймальних ємкостях проти розрахункового під час спуску бурильної колони;

• збільшення газовмісту в буровому розчині;

• поява „вибійних пачок” (об’єм розчину, густина якого менша за початкову) під час циркуляції бурового розчину (особливо у випадку вимушених простоїв або після виконання СПО);

• поява маслянистих плям на поверхні бурового розчину під час циркуляції;

• утворення „ефекту кипіння” на поверхні бурового розчину під час циркуляції.

Примітка: Колоною труб слід вважати все устаткування, що спускається в свердловину (бурильні труби, обсадні труби, НКТ і ін.). Залежно від умов, об'єм колони труб буде рівним об'єму металу або зовнішньому об'єму колони труб (спуск колони, оснащеної клапаном, підйом заповненої колони без повернення бурового розчину в свердловину).

Газ в розчин поступає з вибуреної породи незалежно від порового тиску, і при виході на поверхню розчин починає газувати («кипить»). Наявність газу приводить до зниження густини розчину.

Такі індикатори, як рівень і об'єм бурового розчину в приймальних резервуарах під час буріння та спуску бурильного інструменту, заповнення свердловини у разі підйому бурильно­го інструменту і швидкість циркуляції, зв'язані з раннім виявленням припливу пластового флюїду.

Безаварійна проводка свердловин можлива тільки при ранньому виявленні зон АВПТ. Глинисті породи, що перекривають поклади вуглеводнів, як відомо, мають високу пористість, але низьку проникність. При високому тиску пластів флюїд за тривалий час проникає в пори цих порід, утворюючи так звані «ореоли вторгнення». В процесі буріння таких інтервалів по ряду ознак, які можна спостерігати на поверхні, можливо з достатньою упевненістю говорити про наближення свердловини до покладів з АВПТ і ухвалювати відповідні рішення по попередженню проявів. У зарубіжній практиці відомо 14 способів встановлення АВПТ в процесі буріння.

До них відносяться: механічна швидкість буріння, крутний момент, навантаження на долото, тиск розчину на стояку, рівень розчину в приймальних ємностях, витрата розчину, кількість шламу на викиді і його вигляд, газозміст розчину, звуження стовбура, вміст хлоридів у фільтраті, густина глин та ін.

Звідси видно, що крім прямих ознак ГНВП в практиці буріння можна використати ще й так звані непрямі ознаки можливого виникнення ГНВП, а саме:

• збільшення механічної швидкості буріння;

• зміна тиску бурового розчину на викиді бурових насосів;

• покази газокаротажної станції;

• можливі провалювання бурильного інструменту в процесі буріння свердловини;

• зміна параметрів бурового розчину;

• аномалії у формі і об'ємі шламу (шлам з вказівкою на тектонічне порушення в результаті обвалення, аномально великий об'єм);

• зменшення густини глин;

• збільшення тертя в свердловині (момент обертання при бурінні, сили опору в процесі підйому, посадки долота при спуску);

• поглинання;

• збільшення ваги бурильних труб.

Слід зазначити, що наявність двох – трьох з цих ознак часто бувають достатніми для прогнозу АВПТ. Зі всіх перерахованих ознак розглянемо найбільш інформативні і такі, що не вимагають спеціального устаткування для їх визначення.

Як відомо, механічна швидкість буріння залежить від величини диференціаль -ного тиску. З його зростанням шлам «притискається» до вибою, необхідно його передрібнити. При бурінні глинистих порід «ореолу вторгнення» диференціальний тиск рівний 0, або може стати навіть негативним, а це приведе до різкого зростання механічної швидкості буріння. В деяких випадках вона зростає у декілька разів на інтервалі в 10 м. Це явище називається «Стрибок проходки». За досвідом, збільшення її вдвічі-втричі є надійною ознакою наближення до зони АВПТ.

При збільшенні механічної швидкості буріння удвічі протягом одного метра проходки слід:

- припинити буріння, припідняти долото над вибоєм на довжину квадрата, зупинити циркуляцію та визначитись з наявністю або відсутністю витоку розчину зі свердловини.

У разі відсутності прямих ознак прояву відновити циркуляцію при посиленому контролі за можливим виникненням прямих ознак прояву пласта.

Надходження флюїду в свердловину приводить до збільшення об'єму циркулюючого розчину, що наголошується збільшенням витрати на усті, підвищенням рівня розчину в приймальних місткостях. Це є найбільш ранньою ознакою прояву.

Викладене дає змогу сформулювати умови ефективного використання методів прогнозу­вання на основі механічної швидкості проходки.

7.5.4 Попередження газонафтоводопроявів

► Створення протитиску на пласт для попередження проявів забезпечується відповід­ним вибором густини бурового розчину, тобто густину бурового розчину вибирають в залежності від пластового тиску та глибини сверд­ловини.

Згідно з «Едиными техническими правилами ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях» (М., 1983) вибір густини бурового розчину ρ_бр здійснюється в залежності від величини пластового тиску P_пл і коефіцієнта безпеки β у відповідності

(7.22)

де P_пл – значення пластового тиску при розкритті продуктивного пласта, МПа;

z – глибина залягання крівлі пласта, м;

g – прискорення сил тяжіння, м/ c².

Коефіцієнт безпеки β регулюється в межах певних глибин свердловин з урахуванням репресії Рна пласт.

Р = ρ_брgz - Р_пл (7.23)

Єдиними правилами безпеки передбачено перевищення гідростатичного тиску в свердловині Р (P_диф − диференціальний тиск) над пластовим тиском P_пл в наступних межах:

• для свердловин завглибшки до 1200 м

β=1,10...1,15, тобто Р=(10-15%) P_пл, але не більше 1,5 МПа;

• для свердловин завглибшки до 2500 м

β=1,05...1,10, тобто Р=(5-10%) P_пл, але не більше 2,5 МПа;

• для свердловин завглибшки більше 2500 м

β=1,04...1,07, тобто Р=(4-7%) P_пл, але не більше 3,5 МПа.

Величина пластового тиску визначається на стадії розвідки родовища за допомогою глибинних манометрів, або безпосередньо на початковій стадії ГНВП.

Основні заходи щодо попередження ГНВП під час буріння та СПО зводяться до наступних:

• на усті свердловини установити ОП − противикидного обладнання (див. нижче), та підтримувати його в справному стані;

• мати наявність запасного бурового розчину, об'єм якого рівний об'єму свердловини;

• під час буріння вести постійний контроль за параметрами бурового розчину, при зниженні його густини необхідно довести її до величини вказаної в ГТН;

• установлювати автоматичні газокаротажні станції (АГКС);

• в КНБК включати відсікаючий клапан, а під ведучою трубою кульовий кран (див. нижче);

• не допускати сальникоутворень, правильно вибирати КНБК та знижу- вати швидкость проведення спуско−підіймальних операцій (поршневий ефект);

• не допускати поглинань розчину з падінням його рівня;

• постійно доливати свердловину при підйомі інструменту;

• не допускати вимушених зупинок.

Дата добавления: 2015-07-25