Осложнения и аварии при строительстве нефтяных и газовых скважин

после закачивания его в скважину. Выделить зону поглощения резистивиметром можно только в том случае, когда сопротивление закачиваемого в скважину раствора резко отличается от сопротивления находящегося в скважине раствора.

Микрокаротаж называют каротажем пористости. Вследствие малой глубины исследования микрокаротажем можно определить сопротивление промытой зоны породы вблизи ствола скважины. С помощью микрокаротажа можно также уточнить границы поглощающих горизонтов, выделить участки с различной пористостью внутри поглощающего горизонта и оценить пористость породы.

Электрический каротаж. При электрическом каротаже регистрируются кажущееся удельное сопротивление пород и потенциал самопроизвольно возникающего в скважине электрического поля (ПС). По изменению этих параметров вдоль ствола скважины судят о характере и последовательности залегания пород. Напротив глин и глинистых пород на диаграмме отмечается повышение значения ПС, а напротив плотных и водонасыщенных пород – понижение. Такие показания отмечаются в том случае, когда минерализация пластовых вод выше минерализации бурового раствора в скважине. При обратном соотношении минерализации кривая ПС получается обратной. Если значения минерализации пластовой воды и бурового раствора одинаковы, то кривая ПС получается недифференцированной. Тогда производят два замера: один – при установившемся статическом уровне, другой – в процессе долива в скважину жидкости. Напротив поглощающих пластов показания ПС должны быть различны.

Радиоактивный каротаж. Стандартные методы радиоактивного каротажа регистрируют естественную гамма-активность горных пород (гамма-каротаж – ГК) и гамма-активность, возбужденную действием нейтронного потока (нейтронный гаммакаротаж – НГК). Гамма-активность глин и глинистых пород обычно больше, чем у известняков и песчаников, поэтому поглощающие горизонты, как правило, характеризуются низкой естественной гамма-активностью.

41

Кривая НГК позволяет уточнить положение поглощающего горизонта и получить некоторое представление о его строении вблизи ствола скважины, а также оценить величину пористости породы поглощающих пластов. Стандартные методы радиоактивных исследований дают хорошие результаты при заполнении скважины минерализованным раствором или раствором на нефтяной основе.

Акустический каротаж. С помощью акустического каротажа замеряют скорость распространения и затухания упругих волн в породе. Трещиноватые, закарстованные породы очень сильно рассеивают акустические волны.

2.1.5. Статический и динамический уровни жидкости в скважине

Статический уровень (hст) – расстояние от устья скважины до уровня жидкости в скважине при отсутствии циркуляции (рис. 1), hст зависит от давления в поглощающем горизонте и от плотности жидкости в скважине.

Pпл = (Нпг – hст)ρжg,

где Pпл – пластовое давление в поглощающем горизонте, МПа; hст – статический уровень жидкости в скважине, м;

Нпг – глубина залегания поглощающего горизонта, м; g – ускорение свободного падения, м/с.

Динамический уровень – расстояние от устья скважины до установившегося уровня жидкости в скважине при наличии циркуляции (рис. 2). Если динамический уровень находится ниже устья скважины при расходе жидкости, поглощение считается полным.

Если установившийся динамический уровень жидкости находится наустье скважины, поглощениесчитается частичным.

Разницу между входящим в скважину количеством жидкости Qвх и выходящим из скважины Qвых приближенно можно считать интенсивностью поглощения Qинт.

42

Меняя режим закачки жидкости, получают соответствующие им значения уровней (перепадов давления), по которым строится индикаторная линия.

Метод установившихся нагнетаний (hст ≤ 30 м). Устье сква-

жины герметизируется, и в нее закачивается жидкость с постоянным расходом до установления определенного давления. Режим считается установившимся, если давление и расход остаются постоянными в течение 10–15 мин. Затем изменяют расход и добиваются постоянства нового значения давления. При положении статического уровня на глубине 20–30 м первые точки индикаторной линии получают путем регистрации установившихся уровней при герметизированном устье с помощью глубинного манометра или путем экстраполяции индикаторной линии до начала координат.

Метод установившихся отборов (при переливе жидкости из скважины). Устье скважины герметизируется, и определяется давление, под действием которого жидкость переливается из скважины. Затем жидкость отбирают из скважины при различных установившихся значениях давления. Полученные значения установившегося давления и соответствующие им значения расхода жидкости используются для построения индикаторной линии.

Во время проведения исследований при установившихся режимах течения жидкости необходимо учитывать следующие особенности. До начала исследования необходимо убедиться в установившемся состоянии системы пласт – скважина. При наличии перетоков или поступлении в скважину минерализованных пластовых вод исследование рекомендуется проводить после заполнения ствола скважины однородной по плотности жидкостью (например, после очередного рейса и подъема инструмента).

Исследование скважины должно проводиться не менее чем при трех режимах. Создаваемые при этом перепады давления в скважине должны отличаться один от другого в 1,5–2,0 раза.

Для каждого режима жидкость закачивается с постоянной производительностью. Закачка или отбор производится до получения постоянных значений перепада давления в скважине. При этом плотности закачиваемой и находящейся в скважине жидкости должны быть одинаковыми.

44

По полученной индикаторной линии ( р – Q) определяют интенсивность поглощения и коэффициент приемистости поглощающего пласта.

Наблюдение за снижением уровня (давления) жидкости в скважине (hст > 30 м). Скважина заполняется жидкостью до устья, затем долив жидкости прекращается, и замеряется время падения уровня через каждые 5 или 10 м. Измерения продолжаются до наступления равновесия в скважине, т.е. до тех пор, пока уровень жидкости не достигнет статического положения.

Снижение уровня в скважине во времени замеряется с помощью уровнемера или может быть зафиксировано с помощью глубинного манометра в виде кривой изменения давления во времени.

Исследование поглощающих пластов с помощью пакера и

установленного под ним манометра проводят в скважинах, в которых будет осуществляться переход с бурения с промывкой забоя водой на промывку буровым раствором, перед цементированием обсадных колонн с большой высотой подъема цементного раствора, а также во всех случаях перед проведением изоляционных работ с помощью пакера. Исследования проводятся при любом положении статического уровня в скважине или при наличии водопроявлений.

Пакер в скважину спускают плавно, с включенным гидравлическим тормозом. Обычно пакер устанавливают на 20–50 м выше кровли поглощающего пласта. При наличии каверн или низкой механической прочности горных пород в этом интервале пакер устанавливают в вышележащих устойчивых породах.

Приемистость поглощающего пласта определяется нагнетанием в скважину жидкости до установившегося режима при работе цементировочного агрегата на 2, 3 и 4-й скоростях. Закачку жидкости начинают с максимальной (4-й) скорости, причем давление на устье скважины недолжно превышатьдавление гидравлического разрыва пласта.

По результатам исследования строится индикаторная линия поглощающего пласта и определяются интенсивность поглощения и коэффициент приемистости.

45

В скважинах, где возможен недоподъем цементного раствора за обсадной колонной из-за поглощения его в процессе цементирования, необходимо перед спуском обсадной колонны произвести исследование всех поглощающих пластов спомощью пакерана давление.

Наибольшее распространение при исследовании поглощающих пластов получили: метод прослеживания за изменением уровня (давления) в скважине, метод установившихся нагнетаний и метод установившихся отборов. Метод исследования при неустановившемся режиме течения жидкости рекомендуется использовать, если время восстановления давления превышает 30 мин. В этом случае ошибка при определении коэффициента приемистости по формулам установившегося режима не превышает точности прибора (7–10 %). При меньших значениях времени восстановления давления следует применять методы исследования скважин при установившихся режимах или должны быть введены соответствующие поправочные коэффициенты.

Основные методы изучения поглощающего пласта рассмотрены на рис. 3.

Рис. 3. Методы изучения поглощающего пласта

46

Приборы, применяемые для исследования поглощающих пластов. Приборы для исследования поглощающих (водопроявляющих) пластов в бурящихся скважинах делятся на две основные группы.

Приборы, предназначенные для проведения кратковременных гидродинамических исследований с целью выявления зависимости объемной скорости фильтрации жидкости по пласту от перепада давления. При использовании этих приборов оказывается активное воздействие на пласт путем нагнетания или отбора жидкости и восстановления пластового давления. В процессе исследования прослеживается изменение уровня жидкости в скважине во времени или регистрируется изменение давления на пласт. К этой группе приборов относятся: электрический уровнемер ТатНИИ, лебедки ВНИИБТ и ТатНИИ (ИП-1), манометры МГЭ-1, ГМИП-1, МГГ-20, а также уровнемеры и манометры различных зарубежных фирм.

Приборы, предназначенные для определения толщины и местоположения поглощающих пластов, направления перетоков жидкости по стволу скважины и расхода жидкости. К этой груп-

пе приборов относятся расходомеры РЭИ-УфНИИ и ВНИИНГП, прибор «Разведчик Р-8», термоэлектрический дебитомер, индикатор толщины и местоположения пласта ИМП-2 и аналогичные приборы зарубежных фирм.

2.1.7. Относительное давление в системе скважина – пласт

Под относительным давлением Ро (также называют коэффициентом аномальности) понимается отношение давления в пласте Рпл к гидростатическому давлению столба пресной воды в скважине:

Ро = Рпл/Рст,

где Рст = ρвHg.

47

Относительное давление в поглощающем горизонте

Pо бр(Нпг hст ) ,

Нпг в

где ρв, ρбр – плотность соответственно воды и бурового раствора, кг/м3;

Нпг – глубина поглощающего горизонта, м.

Если в системе скважина – пласт величина плотности бурового раствора превышает значение относительного давления, т.е. ρбр > Ро, то может произойти поглощение бурового раствора, а при значительном превышении ρбр над Ро – полная потеря циркуляции. При этом в связи с понижением уровня бурового раствора в скважине могут произойти процессы нарушения устойчивости ее приствольной зоны (обвалы, обрушения). При условии ρбр < Ро может произойти ГНВП, а при значительном превышении Ро над ρбр – нефтяные и газовые выбросы.

2.1.8. Классификация зон поглощения

Для создания определенной системы мероприятий по профилактике и ликвидации поглощений в зависимости от тяжести (интенсивности) поглощения разработаны и применяются различные классификации поглощений. В качестве критериев в них приняты: коэффициент поглощающей способности Kпс, интенсивность поглощения Qинт (м3/ч), коэффициент интенсивности поглощения С = Q/P (м3/ч·МПа); коэффициент удельной приемистости q (м3/(ч·МПа·м2)), раскрытие трещин δ(мм).

Все известные классификации имеют либо региональное, либо отраслевое значение, и поэтому для других условий они играют скорее информационную роль при выборе методов, которые ориентировочно могут быть использованы в конкретном случае.

Критерий – коэффициент поглощающей способности.

Коэффициент поглощающей способности Kпс связывает зависимости между интенсивностью поглощения, статическим и динамическим уровнями жидкости в скважине.

48

При полном поглощении промывочной жидкости

где hст, hд – соответственно статический и динамический уровни жидкости в скважине, м.

При частичном поглощении коэффициент Kпс определяется из выражения

где Ркп – гидравлические потери в кольцевом пространстве при движении жидкости к устью скважины от кровли поглощающего горизонта, МПа.

где λкп – коэффициент гидравлических сопротивлений кольцевого пространства. Принимается для воды и бурового раствора 0,020– 0,025, а для цементного раствора – 0,035 [19];

h – длина кольцевого пространства, в котором происходят потери давления при движении жидкости, м. При частичном поглощении h = Hпг. При полном поглощении h = Hпг – hд;

Qвых – количество жидкости, которое возвращается из скважины в циркуляционную систему, м3/ч;

Dс – диаметр скважины, м;

dн – наружный диаметр труб, м.

Зная коэффициент поглощающей способности, можно классифицировать зоны поглощения (табл. 5–9).

Таблица 5 Классификация зон поглощения в зависимости от величины Kпс

49

50