Осложнения и аварии при строительстве нефтяных и газовых скважин

способность породы пропускать под действием градиента давлений пластовые флюиды (жидкости, газы и газожидкостные смеси). Большинство осадочных пород (кроме каменной соли, глин, аргиллитов) проницаемы. К хорошо проницаемым породам относятся рыхлые песчаники, пески, кавернозные и трещиноватые известняки. Слабо проницаемые породы – глины, гипсы, сланцы, ангидриты, глинистые известняки.

Пористые и трещиноватые породы, которые проницаемы для жидкостей и газов и способные их вмещать, называются коллекто-

рами.

Проницаемость горной породы зависит от гранулометрического состава и сплошности.

Сплошность горной породы характеризует ее структурное состояние исходя из степени пригодности трещин, пор, поверхностей контакта зерен для передачи внутрь породы давления внешней среды – жидкости или газа. Сплошность оценивается по шкале из четырех категорий:

1-я – в поры и трещины горной породы проникает глинистый раствор;

2-я – в поры и трещины горной породы может проникать жидкость и твердые частицы;

3-я – по порам и трещинам горной породы передается давление маловязкой жидкости;

4-я – внешнее гидравлическое давление через горную породу не передается.

Различают абсолютную, фазовую и относительную проницаемость.

Абсолютная проницаемость – проницаемость пористой среды, заполненной одной фазой, нейтральной к пористой среде. Она зависит от размера и структуры поровых каналов, но не зависит от насыщающего флюида, характеризует физические свойства породы.

21

Абсолютная проницаемость определяется по закону Дарси:

gф k P F,

L

где gф – объемный расход флюида, м3/с;

k – проницаемость пористой среды, мД;– динамическая вязкость флюида, Па·с; P – перепад давления, Па;

L – длина образца пористой среды, м; F – площадь фильтрации, м2.

Тогда значение проницаемости k gфL .

PF

Единица проницаемости – Дарси – соответствует проницаемости такой горной породы, через поперечное сечение которой, равное 1 см2, при перепаде давления в 1 атм на протяжении 1 см проходит1 см3 жидкости, вязкость которой 1 сП.

Проницаемость пород, являющихся коллекторами, выражают в миллидарси – мД (1 Д = 1000 мД).

Природные коллекторы содержат не только нефть и газ, но также и различные пластовые воды. При движении флюидов, не смешивающихся между собой, в пласте проницаемость для каждого из флюидов меньше, чем абсолютная проницаемость породы.

Фазовая (эффективная) проницаемость – проницаемость по-

роды для отдельно взятого флюида при наличии в ней многофазных. Фазовая проницаемость зависит от количественного содержания флюидов в пласте и их физико-химических свойств. С практической точки большое значение имеет относительная фазовая проницаемость.

Относительная фазовая проницаемость – отношение эф-

фективной проницаемости к абсолютной:

kо kkф .

абсл

22

1.3. Напряженное состояние горных пород

1.3.1. Горное и пластовое давление

Горные породы в массиве находятся в сложном напряженном состоянии, создаваемом весом вышележащих горных пород и пластовым давлением насыщающих их флюидов. Средние напряжения в горных породах называются горным давлением, которое определяется геостатическим давлением Pгеост и боковым давлением Pб. Геостатическое давление определяется формулой

Pгеост = ρgh,

где ρ – средневзвешанная плотность вышележащих горных пород; g – ускорение свободного падения;

h – глубина точки определения геостатического давления. Боковое давление пропорционально геостатическому:

Рб = λуРгеост,

где λу – коэффициент бокового распора горной породы. В упругих горных породах

у 1 ,

где – коэффициент Пуансона горной породы.

Горные породы не являются идеально упругими, в них в разной степени проявляется вязкость, которая обусловливает такие процессы, как релаксация напряжений и ползучесть.

Релаксация напряжений – постепенное уменьшение (снятие) напряжений в горной породе при постоянной ее деформации. Проявляется при длительном воздействии нагрузки на породу, не превышающей предела упругости. При этом сначала произойдет упругая деформация. При длительном воздействии этой нагрузки упругая деформация полностью переходит в пластическую и напряжение в породе по мере роста пластической деформации уменьшается. При снятии нагрузки первоначальная форма образца не восстанавливается. Время, в течение которого напряжение в породе уменьшается в n раз, называется периодом релаксации. Для большинства горных пород этот период очень велик, поэтому кратковременные на-

23

пряжения в пределах упругости не вызывают явления текучести, т.е. порода ведет себя как упругое тело. Если время действия напряжений сопоставимо с периодом релаксации – порода приобретает пластические свойства. При увеличении продолжительности действия нагрузки прочность породы постепенно уменьшается, приближаясь к значению, называемому пределом длительной прочности. Обычно величина предела длительной прочности составляет 50–80 % от прочности породы при кратковременном нагружении.

1.3.2. Понятие о поровом (пластовом) давлении

Поровое давление – это давление, оказываемое флюидами, содержащимися в породе внутри пор и трещин.

Различие между пластовым и поровым давлением определяется характером пород, содержащих в порах флюиды. В коллекторах (проницаемых породах) давление флюида называют пластовым, в непроницаемых – поровым.

Для пористой породы значения геостатического и порового давления связаны между собой следующей зависимостью:

Ргеост = σу + Рпор,

где Ргеост – геостатическое давление; Рпор – поровое давление;

σу – напряжение, ведущее к деформации породы.

Выделяют нормальное и аномальное давление пластовых флюидов. Пластовое давление (МПа) считают условно нормальным, когда оно равно гидростатическому напору воды (град. пл.

давл. = 0,01 МПа/м):

Рпл = 0,01h.

Аномальное пластовое давление характеризуется отклонением от нормального в любую сторону.

Значения аномально низкого (АНПД) и аномально высокого (АВПД) пластового давления могут зависеть от ряда геологических факторов.

24

Причины образования АНПД:

частичная разгрузка горного давления, что приводит к увеличению порового пространства;

большая альтитуда устья скважины, превышающая уровень грунтовых вод;

некомпенсированный отбор флюида из пласта при эксплуатации скважины.

Причины образования АВПД:

процессы диагенеза – образование новых минералов, имеющих больший объем, вследствие чего повышаются напряжения в скелете породы, часть из которых воспринимается флюидом;

высокий уровень грунтовых вод по сравнению с альтитудой

устья;

наличие гидравлической связи с глубоко залегающими пластами, имеющими повышенное давление;

пласты с АВПД являются гидравлически закрытой системой. Наиболее точный способ оценки пластового давления пород

состоит в испытании скважины на приток с измерением забойного давления при помощи глубинных манометров.

1.3.3. Термические условия проводки скважин

Температура горных пород определяется в основном притоком тепла из недр земли. Суточные колебания температуры затухают примерно на глубине около 1,5 м, а годовые на глубине 25–30 м. На этой глубине расположен уровень постоянной температуры, соответствующий среднегодовой температуре данной местности. Глубже (за исключением зон залегания многолетнемерзлых пород) повсеместно наблюдается повышение температуры. Геостатический градиент – повышение температуры на единицу глубины:

Гг = (Т2 – Т1)·(Z2 – Z1), гср = 0,03 К/м,

где Т1, Т2 – температуры, соответствующие глубинам Z2, Z1. Геотермическая ступень – число метров глубины, соответст-

вующее изменению температуры на 1°.

25

2.ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Нарушение нормального процесса строительства скважины, которое требует принятия безотлагательных и эффективных мер для его устранения и продолжения процесса бурения, называется осложнением. При этом предполагается, что требования технического проекта на строительство скважин выполняются.

К основным видам осложнений относят:

•поглощение буровых и тампонажных растворов при бурении, промывке и креплении скважин;

•разрушение стенок скважины:

–осыпи, обвалы, обрушения горных пород, слагающих ствол скважины;

–желобообразование в местах резкого изменения направления оси скважины;

–набухание горных пород;

–растворение отложений солей;

–растепление многолетнемерзлых пород;

•нефтегазоводопроявления (НГВП):

–газирование бурового раствора;

–межпластовые перетоки;

–заколонные флюидопроявления;

–возникновение грифонов;

–переливы, выбросы, фонтаны пластовых флюидов;

•прихваты бурильных и обсадных колонн в необсаженном стволе скважины:

–дифференциальный прихват;

–заклинивание элементов бурильной колонны и обсадных колонн в результате сальникообразования;

–заклинивание бурильных и обсадных колонн в суженной части ствола скважины;

–прихват колонн обвалившимися породами;

26

–заклинивание бурильных и обсадных колонн посторонними предметами;

–заклинивание бурильных и обсадных колонн в желобной выработке;

• самопроизвольное искривление ствола скважины.

Приведенная классификация позволяет разделить технологические приемы и операции по борьбе с ними. На борьбу с ликвидацией осложнений при строительстве скважин на нефть и газ в некоторых случаях затрачивается 20–25 % календарного времени, что делает проблему предупреждения осложнений и их ликвидации весьма актуальной. Опыт практической работы показывает, что большинство осложнений легче предупредить, чем ликвидировать.

Впрактике строительства скважин имеется множество случаев, когда одно возникшее осложнение может стать причиной других.

Наиболее типичные последствия неликвидируемых осложнений:

• осыпи и обвалы могут стать причиной прихвата бурильной колонны с потерей циркуляции;

• вскрытие зоны поглощения бурового раствора может вызвать НГВП из-за снижения давления в стволе скважины, а также инициировать процессы обвалообразования;

• самопроизвольное искривление скважин может привести к непроходимости или заклинке бурильных и обсадных колонн в местах резкого изменения направления оси скважины, образованию желобной выработки;

• большое давление в кольцевом пространстве при глушении НГВП может вызвать гидроразрыв пород в открытом стволе скважины, чтовдальнейшемприведеткпоглощениюпромывочнойжидкости.

2.1. Поглощение буровых и тампонажных растворов при бурении и креплении скважин

Поглощение буровых и тампонажных растворов при бурении и креплении скважин является одним из наиболее распространенных

исложных видов осложнений, требующих больших затрат средств

ивремени на их ликвидацию.

27

Существует несколько вариантов определения термина «поглощение»:

поглощением называется уход бурового или тампонажного раствора в пласт, превышающий естественную убыль раствора в скважине;

поглощение представляет собой нарушение равновесия меж-

ду давлением жидкости в скважине на пласт Рст и пластовым давлением в проницаемой породе (коллекторе) Рпл, приводящее к движению технологической жидкости в пласт при Рст > Рпл;

поглощение буровых и тампонажных растворов при проводке скважины – это осложнение, происходящие из-за превышения давления в скважине над пластовым и наличия открытых и сообщающихся каналов в пласте;

следствием поглощения является полная и частичная потеря циркуляции промывочной жидкости и тампонажного раствора в процессе бурения, промывки или крепления скважины.

Поглощение происходит только в том случае, если гидростатическое давление в скважине или сумма гидростатического или гидродинамического давления в скважине превысит то предельное значение давления, при котором пласт начинает принимать буровой или тампонажный раствор. Это может произойти при выполнении различных технологических операций: восстановлении циркуляции, проработке ствола скважины, бурении, креплении. Причиной поглощения может также стать превышение плотности раствора над

расчетной. При этом меняется соотношение значения давления в скважине и пласте. Со стороны скважины на пласт действует давление, равное гидростатическому давлению столба промывочной жидкости:

Рст = ρжHg.

В процессе циркуляции промывочной жидкости на пласт действует сумма значений давления – к гидростатическому Рст добавляется гидродинамическое давление Ргд, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений при движении жидкости в кольцевом пространстве скважин на длине H.

28

Давление жидкости в пласте Рпл зависит от условий формирования горизонта, содержащего флюиды. Пластовое давление оценивается по величине столба жидкости Н, который устанавливается в покоящейся скважине:

Рпл = ρжHg.

При Рпл > Рст возникает проявление – поступление жидкости из пласта в ствол скважины и на поверхность. При Рпл < Рст (при отсутствии циркуляции в скважине) происходит поглощение – приток жидкости из ствола скважины в пласт.

При наличии циркуляции в скважине поглощение происходит при следующем соотношении значений давления:

Рст + Ргд > Рпл+ Pгс,

где Pгс – потеря давления на гидравлические сопротивления при движении бурового раствора в каналах пласта, МПа.

Перепад давления в системе скважина – пласт при циркуляции определяется как

Р= Рст + Ргд – Рпл – Ргс.

2.1.1.Факторы, влияющие на появление поглощений промывочной жидкости

Геологические факторы – тип поглощающего пласта, его мощность и глубина залегания, склонность пород к гидравлическому разрыву, величина пластового давления, характеристики пластового флюида (плотность, температура, степень минерализации), а также наличие других сопутствующих осложнений (осыпи, обвалы, нефтегазопроявления, перетоки пластовых вод). Геологические факторы охватывают все геологические и гидрогеологические особенности условий, определяющие интенсивность фильтрации промывочной жидкости в пласт.

Поглощающие пласты могут быть представлены несвязанными мелкопористыми (песчаными и крупнообломочными, закарстованными и трещиноватыми) горными породами. Наиболее интенсив-

29

ные поглощения отмечаются чаще всего в крупнообломочных, закарстованных и трещиноватых горных породах. Глубина залегания несвязанных и кавернозных пород обычно не превышает 300 м.

Трещиноватые породы могут быть встречены на любой глубине. В связи с этим трещиноватость горных пород должна изучаться как объект возможных зон геологических осложнений.

Трещины в горных породах классифицируются по геометрическим особенностям, морфологии и генезису.

По геометрическим особенностям трещины делят на системные, хаотичные и полигональные, на вертикальные (с углами падения 72°–90°), крутые (45°–72°), пологие (6°–45°) и горизонтальные

(до 6°).

Основные параметры трещин, имеющие наибольшее значение при оценке зон поглощений: раскрытие, густота (расстояние между ними по нормали), частота (расстояние между ними по горизонтали в скважине). С ростом глубины залегания пород раскрытие и густота горизонтальных и пологих трещин, как правило, снижаются. С увеличением мощности слоя расстояние между трещинами при неизменных условиях растет. При увеличении прочности пород данного слоя густота трещин уменьшается.

По раскрытию трещины делят на тонкие (< 1,0 мм), мелкие (1,5 мм), средние (5–20 мм), крупные (20–100 мм) и очень крупные (> 100 мм). Наличие в породе трещин размером от 0,1 до 1,0 мм при определенных условиях уже может оказаться достаточным для возникновения поглощения промывочной жидкости.

Раскрытие трещин определяет выбор вида закупоривающего материала, размер частиц и количество вводимого в промывочный или тампонажный раствор наполнителя, а также состав тампонажных смесей и способ ликвидации поглощений.

По генетическому типу можно предварительно оценить площадное и глубинное распределение трещин в массиве. Так, для петрогенетических трещин оно тесно связано с литологией массива.

30