Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Газо-нефте-водопроявления в процессе бурения скважин про­исходят вследствие проникновения из пластов в ствол скважины газа, нефти и воды.

При поступлении газа и нефти из пластов удельный вес гли­нистого раствора снижается. Если своевременно не приняты меры к прекращению или ограничению поступления газа и нефти в раствор, интенсивность снижения удельного веса увеличивается за счет непрерывного уменьшения давления рас­твора на проявляющий пласт. В подобном случае вероятность возникновения открытого фонтана весьма велика.

Поступление в раствор пластовой воды вызывает падение его удельного веса, вязкости, СНС и увеличение водоотдачи. В ряде случаев при поступлении в раствор высокомингрализо — ванных вод в первоначальный период наблюдается рост вяз­кости и СНС за счет частичной коагуляции раствора.

Газ, нефть и вода могут поступать в стзол скважины:

а) вместе с выбуренной породой; б) путем диффузии через стенки скважины; в) вследствие того, что гидростатическое да­вление столба глинистого раствора ниже пластового давления.

Рассмотрим, какая из этих причин поступления флюида (га­за, нефти и воды) в раствор вызывает газо-нефте-водопроявле­ния.

При поступлении флюида в раствор с выбуренной породой наиболее интенсивно уменьшается удельный вес в том случае, если поступает газ. Поэтому произведем расчет на снижение удельного веса глинистого раствора при поступлении в него газа.

Количество газа, поступающего в раствор, определяется па формуле

лй2 х г~,

W — ^ V jqq Рпл О-,

где w—количество газа (приведенного к атмосферному давле­нию), поступающего в скважину, в м3/сек; d — диаметр сква­жины в м х — пористость породы в %; Рш — пластовое давление в ат а — коэффициент растворимости газа в жид­кости, а = 1 в случае свободного газа; v — скорость бурения в м/сек.

При равномерной проходке

tQy = y1t(Q + w),

rne. Q — количество промывочной жидкости в л/сек у— удель­ный вес поступающего раствора в г/см3; ух — удельный вес раствора после поступления в него w м3 газа; t— время од­ного цикла промывки, откуда

Qy

Ух = — Q+•

Расчеты показывают, что даже при больших значениях ме­ханической скорости бурения, пористости и пластового давле­ния, а также нормальном количестве промывочной жидкости (30—50 л/сек) падение удельного веса составляет менее 2%.

Таким образом, поступление флюида, в раствор с выбурен-‘ ной породой не оказывает—-существенного—влияния_нд_ пара­метры глинистого раствоца^и^ще^можетщдддться основной при­чиной возникновения газо-воло-нефтепроявлений

Скорость поступления флюида путем диффузии через стенки скважины выражается законом Фикка: •

dw — kF ~ dt,

где dw — количество вещества, проходящего за время dt че­рез сечение F, при изменении концентрации по одну и другую

dc

сторону сечения, равного ; k — коэффициент диффузии, т. е. количество вещества, проходящего в единицу времени через единицу сечения при разности концентрации = 1.

При наличии в скважине вскрытых пластав, содержащих газ, нефть или воду, диффузия этих веществ хотя и идет непре­рывно, но является процессом чрезвычайно медленным. Прак­тика показывает, что поступление флюида за счет диффузии в процессе бурения не приводит к газо-нефте-водопроявлениям

и, очевидно, может иметь значение лишь при длительных оста­новках в виде появления на поверхности забойных порций рас­твора, насыщенных водой, тазом или нефтью, после восстано­вления циркуляции.

При гидростатическом давлении ниже пластового, т. е. при

Дш > ^гидр = , в скважину непрерывно поступает флюид

.(газ, нефть, вода).

Нефть и вода, смешиваясь с глинистым раствором, снижают его удельный вес пропорционально поступившему их количе­ству.

При непрерывном поступлении газа в глинистый раствор воз­никает основная опасность проявления, так как раствор, насы­щенный газом, поднимаясь к устью скважины, вступает в об­ласти все понижающегося давления, вследствие чего газ расши­ряется, а объемный вес смеси (таз — раствор) падает. При этом значительно снижается гидростатическое давление на пласт, что приводит к увеличению интенсивности поступления газа в рас­твор. ‘

В зависимости от разности давлений Рт и РгиДР, а также времени, в течение которого пласт подвергается пониженным давлениям, возможны следующие виды газо-нефте-водопроявле — ний.

1. Выход на поверхность пачек глинистого раствора, насы­щенных газом, нефтью, водой, при восстановлении циркуляции.

2. Кипение в скважине при ограниченном поступлении из пластав газо-нефтяной смеси и при низких значениях вязкости и СНС раствора.

3. Слабый перелив раствора из скважины.

4. Интенсивный перелив глинистого раствора, выбросы, пе­реходящие в фонтанирование.

Для предупреждения газо-нефте-водопроявлений в процессе проводки скважин рекомендуется поддерживать величину удель­ного веса глинистого раствора на таком уровне, который обеспе­чил бы превышение гидравлического давления столба раствора над пластовым давлением на 15—20%. Вязкость раствора при этом не должна превышать 50—60 сек. по СПБ-5, а СНС — 150 мг/см2 через 10 мин., так как вероятность газо-нефте-водо­проявлений при больших значениях вязкости и СНС повышается/

Однако величина необходимого превышения давления столба глинистого раствора над пластовым давлением для пред­упреждения газо-нефте-водопроявлений зависит от скорости проходки и уровня технологии бурения, степени изученности

разбуриваемого разреза, организации материально-технического снабжения, технологической и трудовой дисциплины буровиков. Таким образом, величина удельного веса глинистого раствора для каждого района должна устанавливаться с учетом этих конкретных особенностей проходки скважин.

406 —

Нефте-газо-водопроявления, обусловленные снижением про­тиводавления на пласт, могут возникнуть при следующих обстоятельствах.

Рис. 36. Кривые зависимо­сти колебания давления от величины статического на­пряжения сдвига при соот­ношении диаметра труб к диаметру скважины, рав­ном 0,6, и при вязкости гли­нистого раствора 20 санти­пуаз.

1. Если вязкость и СНС раствора не соответствуют условиям бурения, то весьма важно при бурении скважины иметь вели­чины вязкости и СНС глинистого раствора в минимально воз­можных пределах. До сих пор величине СНС при профилакти­ческих работах по предупреждению нефте-газо-водопроявлений не придается должного значения. Тео­ретические исследования [12] и экспе­риментальные работы [19] по замеру колебаний гидравлического давления при проведении опуско-подъемных операций показывают, что колебания гидравлического давления могут до­стигать значительных величин, а ста­тическое напряжение сдвига глинисто­го раствора оказывает большое влия­ние на колебание гидравлического да­вления при опуско-подъемных опера­циях.

На рис. 36 приведена зависимость колебания давления от величины ста­тического напряжения сдвига при со­отношении диаметра труб к диаметру скважины, равному 0,6, и при вязкости глинистого раствора 20 сантипуаз, что примерно соответствует 20 сек. услов­ной вязкости по СПВ-5.

1 — при скорости спуска труб «т = 98 см/сен-, 2—ит = Ы см/сек; 3 — «т = 29 см/сек; 4 — пт = = 17 см! сек.

Из графика видно, что при измене­нии СНС от 0,1 до 0,4 г/см2 колебания давления растут от 5 до 18—20 ат.

Приведенные данные показывают, что для предупреждения газо-нефте — водопроявлений величины вязкости и СНС глинистого раствора в процессе бурения должны поддер­живаться на минимально допустимых уровнях.

Особое внимание должно быть сосредоточено на регулиро­вании СНС, так как с увеличением вязкости глинистого раствора интенсивность колебания гидравлического давления при спуско­подъемных операциях примерно в 3 раза меньше, чем при уве­личении СНС.

В качестве примера, характеризующего указанные выше положения, можно привести скв. 703 месторождения Небит-Даг (б. Туркменнефть). Эту скважину на глубине 3000 ж бурили рас­твором удельного веса 2,25 г/см3, а СНС было несоизмеримое. В процессе подъема колонны бурильных труб началось интен­сивное газопроявление. В течение месяца пытались путем про —

мьввК’И и утяжеления глинистого раствора ликвидировать газо­проявление, но безрезультатно, так как при возобновлении подъема бурильных труб газопроявления продолжались. В це­лях предупреждения открытого фонтана бурильные трубы заце­ментировали.

Очевидно, что газопроявления в этой скважине явились ре­зультатом снижения гидравлического давления на пласт при подъеме колонны бурильных труб вследствие чрезмерно высо­кой величины СНС.

2. При подъеме бурильных труб с наличием сальников воз­никает так называемый поршневой эффект, давление под саль­ником резко снижается, что приводит к интенсивному поступле­нию нефти, газа, воды из пластав.

3. Если подъем бурильных труб производят без системати­ческого заполнения затрубного пространства путем использова­ния самотечных емкостей, то падение гидростатического давле­ния обусловливается не только движением труб в растворе, но и уменьшением столба глинистого раствора в скважине.

4. При поглощениях промывочной жидкости вследствие на­личия вскрытых продуктивных или водяных пластов.

5. При спуске колонн обсадных и бурильных труб с нерегу­лярным дол ив ом их, в результате чего довольно часто разру­шается обратный клапан, что вызывает резкое снижение гидро­статического давления.

Приводимые ниже примеры подтверждают основные причи­ны газо-водо-нефтепроявлений, обусловливаемых снижением гидростатического давления в скважине при производстве раз­личных операций в процессе проходки скважин.

В скв. 79 (п-ов Челекен) при забое 1401 м началось погло­щение. Глинистый раствор имел следующие параметры: удель­ный вес 1,79 г/см3, вязкость 55—65 сек., водоотдачу 6 см3 за 30 мин., СНСю>200 мг/см2. После часовой промывки начали подъем инструмента и обнаружили поршнезание и перелив рас­твора. В процессе промывки для выравнивания раствора воз­никло газопроявление, вследствие которого пришлось закрыть превентер. После ликвидации газопроявления инструмент ока­зался прихваченным.

В скв. 439 Небит-Даг при спуске 10" проверочного колена с обратным клапаном трубы раствором не заполняли. Пара­метры раствора были следующие: удельный вес 1,56 г/см3, вяз­кость 85—90 сек. по СПВ-5, CHCi 92 мг/см2, СНСю 142 мг/см2. Во время спуска колена на глубине 1182 м обратный клапан сломался и начался перелив глинистого раствора, который быстро перешел в выбросы до уровня балкона верхового рабо­чего. После закрытия превентера и закачки 235 м3 раствора удельного веса 1,7 г/см3 фонтан был заглушен, а инструмент оказался прихваченным.

В ckib. 486 Небит-Даг при забое 1005 м после 6-часовых ка­
ротажных работ начали спуск инструмента. Раствор имел пара­метры: удельный вес 1,35 г/см3, вязкость 35—40 сек., CHCi 192 мг/см2, СНСю 207 мг/см2. Во время спуска 59/i6" — бурильных труб на глубине 891 м начался выброс глинистого раствора, пе­решедший в фонтанирование газом. После 4 час. работы фон­тана ствол скважины обвалился. Открытое фонтанирование в этой скважине, по-видимому, обусловлено вытеснением разга — зированной пачки раствора к устью скважины за счет вытесне­ния ее спускаемым инструментом.

В скв. 208 Карадаг глубиной 2539 м было заменено долото. Раствор при подъеме инструмента имел удельный вес 1,72 г/см3, а вязкость и СНС несоизмеримые. После смены долота и вос­становления циркуляции приступили к бурению скважины. Че­рез некоторое время из скважины начал выходить сильно пере­битый газом глинистый раствор, затем скважина начала пере­ливать. Бурильщик вместо того, чтобы принять немедленные меры к закрытию превентера, стал сообщать руководству о на­чале выброса. Получив указание закрыть превентер, выполнить его уже не мог, так как скважина перешла на открытое фонта­нирование газом. Фонтан прекратился в результате обвала стенок скважины. Газопроявление в этой скважине, очевидно, является результатом насыщения газом забойной части раствора во вре­мя подъема инструмента.

Практикой установлено, что подавляющее большинство газо — водо-нефтепроявлений приурочено к моменту проведения подъ­ема колонны бурильных труб или к первому периоду промывки скважины после спуска инструмента. Случаи же внезапного про­явления при вскрытии пластов с аномально высокими давле­ниями в практике довольно редки. Они могут быть лишь тогда, когда противодавление столба раствора значительно 1меньше пластового давления.

Для обеспечения известного превышения гидростатического давления в скважине над пластовым с целью предупреждения газо-нефте-водопроявлений в процессе бурения необходимо вы­полнить следующие основные мероприятия.

1. Не вскрывать пласты, могущие вызывать проявления, без предварительного спуска колонн обсадны-х труб, предусмотрен­ных техническим проектом.

2. Цемент за кондуктором поднимать до устья скважины, что обеспечивает надежную герметизацию устья при борьбе с нефте-газо-водопроявлениями.

3. После ОЗЦ кондуктор или техническая колонна должны быть оборудованы превентером, которые опрессовьгваются в зависимости от диаметра труб на следующие давления:

12—14′ 10" 8"

при установке на 16" колонну………………………………………….. 60 ат

65—70 ат 70- 80 . 90-100 .

4. Размер плашек превентера должен соответствовать раз­меру применяемых бурильных труб.

5. В схеме обвязки грязевых насосов должна быть пред­усмотрена дегазация глинистого раствора перед закачкой его в скважину.

6. Обвязка насосов должна обеспечивать замену глинистого раствора без прекращения (даже кратковременного) циркуля­ции через скважину. —

7. При бурении в осложненных условиях контроль за удель­ным весом и вязкостью глинистого раствора должен произво­диться не реже 2 раз в час, а за величинами СНС и водоотда­чи — не реже 2 раз за вахту. #

8. При снижении удельного веса глинистого раствора более чем на 0,02 г/см3 необходимо принимать немедленные меры по его восстановлению.

9. Для предупреждения и борьбы с газо-нефте-водопроявле — ниями при бурении скважин необходимо иметь запас глинистого раствора в количестве от 1,5 до 3 объемов скважины с парамет­рами, регламентируемыми ГТН, а также запас утяжелителя, обеспечивающего проходку скважины до проектной глубины или до спуска ближайшей колонны.

10. Так как колебания гидравлического давления при спуско­подъемных операциях зависят и от зазора между инструментом и стенками скважины, следует избегать применения компоно­вок низа с малыми зазорами.

11. При разжижении глинистого раствора необходимо заме­нять его свежим, желательно большего удельного веса, чем удельный вес разжиженного раствора.

12. Подъем бурильного инструмента необходимо произво­дить только после тщательной промывки скважины при пара­метрах глинистого раствора, соответствующих установленным ГТН.

Промывать скважину необходимо при условии создания мак­симально возможной производительности насосов и при враще­нии колонны бурильных труб. При этом обеспечивается наибо­лее эффективный вынос породы, уменьшается вероятность обра­зования сальников и обеспечивается максимальное разрушение структуры глинистого раствора.

13. Если при подъеме бурильных труб уровень глинистого раствора в затрубном пространстве не снижается, то это сви­детельствует о возникновении поршневого эффекта. В подобном случае инструмент необходимо спустить ниже интервала про­явления, промыть скважину и только после этого приступить к подъему инструмента.

14. В случае возникновения в скважине интенсивных газо — нефте-водопроявлений плашки превентера следует закрыдь, при­чем при открытых задвижках на боковых отводах во избежание срыва резинового уплотнения плашек.

15. Интенсивное газо-нефте-водопроявление ликвидировать путем закачки утяжеленного раствора при противодавлении в затрубном пространстве. „ Величина противодавления не должна быть выше давления опрессовки превентера и может регулироваться рабочей задвижкой или батареей штуцеров.

16. При бурении скважины в осложненных условиях необхо­димо, чтобы буровая бригада была обучена правилам ведения работ и могла самостоятельно принимать меры к локализации начавшегося проявления.

Проведение мероприятий по предупреждению проявлений является необходимым, так как борьба с уже начавшимися газо-нефте-водопроявлениями вызывает чрезвычайно ‘большой расход утяжелителя, раствора, химических реагентов и при этом не всегда оказывается эффективной. В большинстве случаев — ликвидация газо-нефте-водопроявлений связана с возникнове­нием одного из самых тяжелых и трудоемких видов аварий — прихватов инструмента.

Одним из главных мероприятий по предупреждению газо — нефте-водопроявлений обычно считается повышение удельнога веса глинистого раствора, однако это далеко не всегда дает по­ложительные результаты. При больших — значениях вязкости и СНС глинистого раствора повышение удельного веса может привести к отрицательному результату. Поэтому необходимо — прежде всего принять меры к снижению вязкости и СНС, а за­тем решать вопрос о целесообразности утяжеления раствора.

Так, при бурении скв. 29 Джигиль (Азербайджан) с глуби­ны 850 м раствор стало перебивать водой и газом. Удельный — вес увеличили до 2,1—2,3 г/см2. Вязкость и СНС этого раствора были таковы, что по консистенции он больше был похож на пасту. После подъема первых 20—25 свечей уровень раствора в скважине не понижался. Однако вследствие снижения противо­давления на пласты во время подъема бурильных труб наблю­дались систематические водопроявления.

Из практики производства буровых работ в осложненных условиях можно привести ряд примеров, когда снижение вяз­кости до 35—40 сек. и СНС до 20—80 мг/см2 позволило бурить скважины без осложнений даже при снижении удельного веса глинистого раствора.

Неубедительным также является объяснение газо-нефте-во­допроявлений вскрытием пластов с аномально высоким давле­нием, так как в большинстве случаев давление столба раствора выше пластового давления.

Комментарии запрещены.