4.2.10. КОНТРАКЦИОННЫЙ ЭФФЕКТ

бентонитовой глины (с некоторым повышением водоцемент­ ного отношения).

В равных объемах растворов соотношения 3:1 содержит­ ся различное количество цемента, наполнителя и воды.

Результаты экспериментальных работ показывают, что

зоз

ки. Для утяжеления бурового раствора, обработанного угле­ щелочным реагентом, влажность корки, образовавшейся при четырехчасовом фильтровании, была равна 62 %. После утя­ желения раствора баритом до плотности 1,6 г/см3 влажность корки составила 26,2 %.

Изучение изменения влажности корок в зависимости от типа обрабатывающих реагентов показывает, что наимень­ шую влажность с наиболее интенсивным снижением ее во времени от 45 до 34 % имеет корка, сформированная из на­ турального бурового раствора без добавок реагентов. Влаж­ ность корки бурового раствора, обработанного углещелоч­ ным реагентом, сохраняется на протяжении всего времени фильтрования наибольшей (72 —61 %), а влажность корки бурового раствора, обработанного сульфитно-целлюлозным экстрактом, находится в пределах 47 —41 %.

Глинистые корки и буровой раствор остаются: 1) на стен­ ках скважин, 2) на стенках колонн, 3) в застойных зонах (кавернах), 4) под замками, муфтами и элементами техноло­ гической оснастки и 5) в виде включений в самом цементном растворе во время цементирования.

Цементный раствор, обладая свойством контракции, раз­ вивает в процессе твердения на своей поверхности вакуум.

Твердеющий цементный раствор засасывает воду из кон ­ тактирующих с ним глинистых корок, остающихся на стен­ ках скважины после цементирования, включений, защемлен­ ных зон бурового раствора. Корка на контакте с цементным раствором обезвоживается, при этом образуется сеть кана­ лов, по которым из пласта может двигаться газ. Обезвожива­ ние корок и включений бурового раствора происходит во всех случаях, так как развитие контракционного эффекта — непременное свойство вяжущих.

Вследствие обезвоживания включений бурового раствора и глинистой корки за счет процессов контракции возникают каналы, через которые после перфорации часто восстанавли­ вается циркуляция бурового раствора.

На рис. 4.15 показан разрез колбы с цементным раство­ ром, внутрь которого был впрыснут буровой (глинистый) раствор. Буровой раствор превратился в камень меньшего

объема с густой сетью трещин, близко расположенных друг к другу.

Оценка возможности движения газа по каналам, образу­ ющимся в обезвоженном буровом растворе (корке), проводи­

лась на специальных экспериментальных установках, в опытных скважинах.

зов

поднимается по образовавшейся щели вверх. Давление в ка­ нале может быть значительно ниже давления столба воды. При отсутствии водяных пластов оно всегда меньше гидро­ статического. К этому моменту начинается интенсивное обезвоживание глинистой корки (раствора) в верхних участ­ ках. Газ устремляется вверх. Давление газа равно почти пол­ ному пластовому, однако он поднимается на значительную от пласта высоту. Если это давление будет достаточным, чтобы начался перелив, время обезвоживания верхних участков бу­ рового раствора не играет никакой роли. Если давление ниже противодавления, процесс движения газа в жидкости, нахо­ дящейся в верхней части скважины, не начинается, пока газ не поднимется выше и не достигнет уровня неустойчивого равновесия. Начинается перелив жидкости из скважины с последующим нарастанием интенсивности работы газом (или другим пластовым флюидом). Значительно проще и быстрее устанавливается перемещение флюидов между пластами с различными давлениями, особенно если расстояние между пластами невелико. Естественно, чем выше пластовое давле­ ние, тем быстрее газ прорвется к устью, однако он проник­ нет и при низком пластовом давлении. Времени потребуется несколько больше.

Действие различных факторов (технико-технологических, геологических и др.) может интенсифицировать возникнове­ ние каналов в заколонном пространстве или, наоборот, не допустить их появления.

Так, глинистая корка и остатки бурового раствора суще­ ствуют в скважине практически всегда. Однако газопроявле­ ния возникают не во всех скважинах (о пластовых перетоках нет серьезных оснований говорить в столь категоричной форме).

Препятствием для газопроявлений на устье являются не­ большие участки контактирующего с породами и колонной цементного раствора (следовательно, удаление глинистой корки хотя бы на некоторых участках скважины необходи­ мо), обвалы породы в местах обезвоживания глинистой корки в результате снятия давления на пласты и др.

Некоторые из ранее рассмотренных факторов могут в и з­ вестной степени также тормозить или ускорять движение газа вверх к устью скважины в различные периоды ее строи­ тельства и эксплуатации: водоотстой цементного раствора, растрескивание камня при различных работах, возможные усадка или расширение, неравномерность схватывания це­ ментного раствора по глубине скважины и др.

308

4.2.13.ОБЩИЕ ПОНЯтаЯ

ОКОНСТРУКЦИИ ГАЗОВЫХ

ИГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

Нормальная и безопасная эксплуатация газо­ вых и газоконденсатных скважин в гораздо большей степе­ ни, чем нефтяных скважин, зависит от соответствия их кон ­ струкций геологическим условиям, от герметичности и проч­ ности обсадных колонн, от качества цементного кольца за колоннами.

Объясняется это следующими особенностями:

а) наличием высоких пластовых давлений в глубокозалегающих газовых и газоконденсатных пластах;

б) давлением в обсадной колонне в процессе эксплуатации, сопоставимым с пластовым в связи с небольшой плотностью газа;

в) высокими скоростями движения газа по фонтанным ко ­ лоннам, что в ряде случаев вызывает эффект эрозии насосно­ компрессорных труб;

г) физическими свойствами газа; д) наличием значительно больших по значению дополни­

тельных напряжений, возникающих в обсадных колоннах в процессе эксплуатации под действием температуры и давле­ ния газа.

Общие требования, предъявляемые к конструкциям газо­ вых и газоконденсатных скважин, могут быть сведены к сле­ дующему: они должны обеспечивать:

1)достижение скважинной проектной глубины;

2)прочность конструкции скважины в сочетании с герме­

тичностью каждой обсадной колонны и цементного кольца;

3)качественное разобщение всех горизонтов и, в первую очередь, газовых пластов, являющихся объектами самостоя­ тельной разработки;

4)достижение запроектированных режимов эксплуатации скважин, обусловленных проектами разработки горизонта (месторождения);

5)минимальный расход материальных и денежных ресур­ сов на разведку и разработку месторождения;

6)максимальное использование энергии газа для его

транспорта по внутрипромысловым и магистральным газо­ проводам.

Запроектированные режимы эксплуатации (главным обра­ зом, значение суточного отбора газа из скважины) и макси­ мальное использование пластовой энергии очень часто зави-

зю

межуточной колонной до вскрытия основного объекта экс­

плуатации.

В ряде нефтепромысловых районов при обосновании кон ­ струкций газовых скважин наблюдается стремление укрепить их устьевую часть. Вызвано это тем, что резьбовые соедине­ ния стандартных обсадных труб недостаточно герметичны и при эксплуатации газовых скважин часто возникают межко­ лонные проявления и в наиболее тяжелых случаях грифонообразования.

Устьевая часть конструкции усиливается за счет дополни­ тельной обсадной колонны перед спуском эксплуатационной.

4.2.14. ЛИКВИДАЦИЯ НЕФТЕГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН

В зарубежной практике бурения скважин в сложных геологических условиях, когда имеется опасность возникновения нефтегазопроявлений для обеспечения надеж­ ности на устье скважин монтируют довольно сложную ком ­ поновку наземного оборудования, состоящую из нескольких превенторов.

На рис. 4.16 представлена схема обвязки устьевого обору­ дования, применяемого при вскрытии и испытании пластов в глубоких скважинах, бурящихся как на суше, так и на море со стационарных или с полупогружных платформ.

Данная компоновка устьевого оборудования позволяет контролировать бурящуюся скважину при высоких пласто­ вых давлениях и ликвидировать возникающие нефте- и газо­ проявления (или выбросы). В рассматриваемую компоновку входит следующее оборудование: нагнетательный манифольд 1, штуцерный манифольд 2, кольцевой превентор 3, трубные превенторы 6 и 14, превентор 8 с глухими плашками, напор­ ная линия 12 насосов высокого давления, линия 11 для глуше­ ния скважин, дополнительная линия для глушения 13, шту­ церная линия 9 к штуцерному манифольду, дополнительная

штуцерная линия 15 к штуцерному манифольду, устьевая го­ ловка 16.

Такая компоновка устьевого оборудования позволяет лик­ видировать осложнения, которые могут возникнуть в сква­ жине как при вскрытии, так и при испытании пластов. Так, например, при возникновении нефтегазопроявлений необхо­ димо как можно раньше перекрыть скважину, а затем за-

312

—I'M-/

f t— S — f t

Рис. 4.16. Схема обвязки устьевого оборудования, применяемого при вскрытии и исцьггавни пластов

глушить образовавшийся приток (выброс). После того как скважина перекрыта, прекращается дальнейшее поступление (пластовой) жидкости в скважину. Интенсивность притока снижается не мгновенно, а постепенно, за счет сжимаемости жидкости, заполняющей скважину. Приток жидкости замед­ ляется по мере возрастания давления в стволе скважины и полностью прекращается, когда сумма давления нагнетания жидкости на устье скважины и гидростатического давления жидкости в скважине становится равной пластовому давле­

нию.

При таких ситуациях очень важно знать давление, воз­ никшее в бурильных трубах и кольцевом пространстве сква­ жины. Эти давления позволяют определить ряд важных па­ раметров, которые затем используются при ликвидации воз­ никших осложнений. К этим параметрам относятся пласто­ вое давление, характер выбрасываемой пластовой жидкости, необходимое противодавление, которое надо создать через штуцер (когда начинается циркуляция для контролирования скважины), плотность раствора для глушения скважины. Эти параметры выбирают исходя из необходимости создания на забое давления, которое при глушении скважины должно превышать пластовое давление и давление в нагнетательной линии насосов в начале циркуляции. Ликвидацию проявлений (выбросов) производят в два этапа: перекрытие скважин и глушение скважин с удалением жидкости притока из скважи­ ны.

Поэтапные работы, связанные с перекрытием скважины, зависят от типа скважины, места ее расположения (на суше или на море), буровой установки (стационарные, морские полупогружные или плавучие буровые установки), типа про­ водимых работ (в процессе долбления, испытания или при СПО). Перекрытие скважины при помощи рассматриваемой компоновки устьевого оборудования производится в следую­ щей последовательности.

В случае получения сигнала или предупреждения о возник­ новении проявления вскрываемого или испытываемого пласта процесс бурения (испытания) прекращают, рабочую трубу поднимают над столом ротора на такую высоту, чтобы мож ­ но было установить безопасный клапан под рабочей трубой. Следят также за тем, чтобы против уплотнений превенторов располагалась не муфта, а бурильные (или насосно­ компрессорные) трубы. Буровые насосы отключают и прове­ ряют скважину на самоприток. Если из скважины начинается перелив, то ее необходимо срочно перекрыть. Эта техноло-

314

установленные на штуцерной линии 9 и дополнительной штуцерной линии 15, во время работы находятся в открытом положении и используются в случае возникновения аварии или при испытании штуцерного манифольда на давление. Ес­ ли выходят из строя штуцер 5 или клапан 4, то поток на­ правляют через резервный штуцер, подключенный параллель­ но штуцеру 5. В тех случаях, когда проявление возникает во время спускоподъемных операций, то подъем (или спуск) прекращают, верхний замок бурильной трубы размещают над столом ротора и колонну подвешивают на клиньях. На колонну труб устанавливают безопасный клапан, находящий­ ся в открытом положении. После этого закрывают безопас­ ный клапан и превентор с трубными плашками. Квадрат приподнимают над столом ротора, безопасный клапан от­ крывают и производят регистрацию давлений: перекрытия бурильной колонны в кольцевом пространстве скважины и притока раствора в амбар.

После перекрытия скважины, регистрации и определения необходимых параметров надо удалить из скважины жид­ кость (газ), поступившую из пласта, и закачать необходимый более тяжелый раствор, вытеснить первоначальный раствор для того, чтобы подвести скважину под контроль и продол­ жить бурение или ее испытание. С этой целью используется прямая или обратная циркуляция. В зарубежной практике применяются два метода глушения скважины с использовани­ ем контроля за давлением в бурильных трубах, когда давле­ ние в кольцевом пространстве на устье при закрытой сква­ жине меньше максимально допустимого давления на разрыв обсадной колонны и устьевого оборудования: "Метод бу­ рильщика" и "Метод ожидания и веса".

Основа "Метода бурильщика" заключается в следующем. При создании циркуляции включают насос, открывают шту­ цер 5 (см. рис. 4.16) и его клапан регулируют таким образом, чтобы давление в кольцевом пространстве скважины было равно давлению в кольцевом пространстве на устье закрытой скважины плюс давление, обеспечивающее коэффициент бе­ зопасности, добавляемые к давлению на забое скважины во время работы по глушению скважины (выбросов) в динами­ ческом состоянии.

В течение всего времени, когда насос развивает заплани­ рованную скорость циркуляции, в кольцевом пространстве и бурильных трубах поддерживается постоянное давление. Ког­ да насос начинает работать со скоростью, необходимой для глушения скважин, штуцер регулируют таким образом, чтобы

316

вом пространстве скважины было равно давлению на устье закрытой скважины после обнаружения выброса плюс давле­ ние, обеспечивающее коэффициент безопасности. В зависи­ мости от состояния скважины и разницы между фактичес­ ким давлением на устье скважины и допустимым давлением обсадной колонны и устьевого оборудования, числовое значение коэффициента безопасности принимают равным 1 МПа. После этого штуцер регулируют таким образом, чтобы давление в бурильных трубах снижалось по заплани­ рованному графику. Как только утяжеленный буровой раствор достигнет промывочных отверстий долота, циркуля­ цию прекращают, штуцер закрывают. В этот момент избы ­ точное давление в бурильных трубах должно быть равно нулю, что говорит о превышении гидростатического давления утяжеленного бурового раствора над пластовым. После такой проверки снова открывают штуцер и включают насос. Шту­ цер регулируют на запланированное давление, которое под­ держивают постоянным до окончания циркуляции. После жидкости выброса из скважины поступает первоначальный раствор, при котором произошел выброс, а затем последует раствор, приготовленный для глушения скважины. Как толь­ ко этот раствор будет поступать из скважин, насос останав­ ливают, штуцерную линию закрывают. Если в бурильных трубах и кольцевом пространстве избыточного давления нет, то скважина заглушена и можно возобновлять работы. Если же давление в трубах существует, то это говорит о возник­ новении второго выброса, и операции по глушению скважи­ ны надо повторить.

Следует отметить, что если выброс возник в конце испы­ тания пласта перед подъемом испытателя пластов из скважи­ ны, то циркуляцию раствора при глушении производят через отверстия циркуляционного клапана испытателя пластов. Кроме этого, на верхнем конце бурильных труб или НКТ монтируют устьевую арматуру.

Указанные выше методы глушения скважины нашли наи­ более широкое применение на зарубежных месторождениях. Значительно реже применяется сопутствующий метод кон ­ троля скважины, сущность которого заключается в следую­ щем. Пока скважина не перекрыта и буровой раствор цир­ кулирует, производят его утяжеление. После перекрытия скважины и регистрации давления в бурильных трубах при закрытой скважине, давления в обсадной колонне и притока раствора в амбар рассчитывают первоначальное конечное давление циркуляции и определяют необходимую плотность

318

для перекрытия скважины могут использоваться все превен­ торы, расположенные выше присоединения штуцерной ли­

нии.

Линия для глушения скважины присоединяется к устьевому оборудованию под компоновкой превенторов, что обеспечи­ вает надежную герметичность перекрытия скважины при со­ здании больших избыточных давлений при ее глушении. Рас­ положение ввода линии глушения под превентором 7 со сре­ зающими плашками обеспечивает нагнетание раствора в скважину, если бурильная колонна будет срезана. Линия для глушения скважины может также использоваться как шту­ церная линия, что обеспечивает значительное снижение по­ терь давления на трение в процессе притока жидкости.

Всего для соединения устьевого оборудования с плавучей буровой установкой монтируются шесть линий, имеются две штуцерные линии и одна линия для глушения скважины. Ос­ тальные гидравлические и пневматические линии предназна­ чаются для дистанционного контроля и управления погруж­ ным устьевым оборудованием. Водоотделяющая колонна и эти шесть линий монтируются из секций длиной 2 2 ,8 м. Кольцевой надувной превентор 2 (см. рис. 4.19) присоединя­ ется к водоотделяющей колонне. Благодаря этому при ш тор­ ме производится отсоединение водоотделяющей колонны при помощи быстро отсоединяющегося соединения 3 (при закры ­ том превенторе 2) и отход корабля в безопасное место. По­ сле возвращения на место бурения (или испытания) обеспе­ чивается безопасное попадание в закрытую скважину. Пре­ вентор 2 используется всегда для перекрытия водоотделяю­ щей колонны. В случае когда его уплотняющие элементы не обеспечивают герметичность, водоотделяющую колонну вмес­ те с превентором поднимают на поверхность для ремонта или замены. Кольцевой превентор 6 используется в компо­

новке устьевого оборудования в качестве резервного превен­ тора.

В случае возникновения проявления (или выброса) цирку­ ляцию бурового раствора прекращают, колонну бурильных труб приподнимают на такую высоту, чтобы первое замковое соединение под квадратом находилось на расстоянии 1 м от ствола ротора. Открывают безопасный клапан в штуцерной линии (клапаны на штуцерном манифольде всегда остаются открытыми). После этого закрывают кольцевой превентор 2 с минимальным рекомендуемым давлением, а затем медленно закрывают регулируемый штуцер на штуцерном манифольде и перекрывают ствол скважины. После закрытия скважины

322