книги / Осложнения и аварии при строительстве нефтяных и газовых скважин

поверхность не следует, так как это может вызвать появление грифона в новом месте, вблизи каких-либо коммунальных или промышленных объектов;

при неуверенности в возможности ликвидации фонтана вышеперечисленными методами следует приступать к бурению наклонных скважин; обычно приступают к бурению одновременно двух скважин с целью большей уверенности в успехе решения намеченных задач; бурение наклонных скважин следует ориентировать на схождение со стволом фонтанирующей скважины над верхним мощным горизонтом, питающим фонтан;

при достижении хорошего сообщения между стволами фонтанирующей и наклонной скважин следует работы по глушению фонтана проводить далее по методу введения жидкости в поток газа или вызова фонтана в наклонной скважине; первому из них следует отдать предпочтение как более надежному и представляющему меньшую опасность возникновения открытого фонтана в наклонной скважине; непосредственно перед глушением фонтана по этим методам, в случае отсутствия жидкости в кратере, следует последний заполнить водой для образования пульпы, при этом иногда кроме воды в кратер приходится подавать и глину;

при отсутствии хорошего соединения с фонтаном следует для заводнения пласта начинать закачку воды в пробуренные скважины, приступая к бурению следующей пары наклонных скважин.

Вне зависимости от сказанного при возникновении открытого фонтана следует принять меры по форсированной разработке горизонтов, питающих фонтан. Для этой цели необходимо пустить в эксплуатацию все скважины, пробуренные на месторождении на эти горизонты, ифорсировать бурение и ввод в эксплуатацию скважин, предусмотренных проектом разработки. При фонтанировании скважин из газовых шапок нефтяных пластов эта рекомендация подлежит специальному обсуждению. Возможность форсированного отбора газа в этом случае должна решаться с позиций комплексной разработки месторождения.

Схемы методов ликвидации аварийных фонтанов посредством комплекса подземных работ привидены на рис. 52–54.

321

Методы ликвидации открытых фонтанов. Успех работ по ликвидации возникающих фонтанов зависит в первую очередь от правильности выбранного плана работ и четкого его осуществления.

Меры по ликвидации возникшего фонтана должны приниматься быстро, так как промедление резко осложняет дальнейшее их проведение, главным образом из-за опасности разрушения устья скважины и формирования кратера.

а – устье герметизировано, но имеется разрыв колонны или стенок скважины: 1 – аварийная скважина; 2 – продуктивные пласты; 3 – трещина гидроразрыва для закачки жидкости; 4 – бурильные или насоснокомпрессорные трубы; 5 – разрыв обсадной колонны; 6 – наклонная скважина; 7 – задвижки; б – задвиж-ки отводов закрыты, пластовый флюид движется по внутренней колонне труб; в – пластовый флюид вытекает по отводам; г – пластовый флюид вытекает по отводам и через внутреннюю колонну труб; д – фонтанирование в атмосферу, внутренняя колонна труб

отсутствует

323

Газовый фонтан (рис. 55) представляет собой сложную флюидодинамическую систему, которую условно можно разбить на три участка: источник, канал, сток.

Источник – флюидосодержащий пласт или система пластов, связанных фонтанирующей скважиной, в котором флюид движется к стволу скважины в радиусе депрессии.

Стрелками показаны пути движения фонтанирующего флюида при различном состоянии устья.

Канал представляет собой частично или полностью обсаженный ствол скважины, по которому поднимается флюид при фонтанировании. В стволе возможно присутствие подвешенных или оборванных бурильных или насосно-компрессорных труб. Форма и поперечные размеры канала могут быть различными по глубине скважины. На разной глубине движение флюида может происходить по кольцевому пространству, внутренним трубам или одновременно по кольцу и трубам. Нижней границей канала является источник, а верхней – сток.

Сток представляет собой открытое в атмосферу устье скважины или разрыв в колонне, а возможно и в стенках скважины, через которые флюид уходит из ее ствола в пласт. Возможно одновременное истечение флюида в пласт и через открытое устье в атмосферу.

На всем пути движения флюида давление в потоке снижается от пластового на границе депрессионной воронки в источнике до забойного на границе с каналом и далее до давления в стоке.

Для определения плана работ по ликвидации фонтана и его основных характеристик (давления, дебита и др.) прежде всего составляют геологический разрез скважины с выделением газонефтеносных, водоносных и поглощающих горизонтов с указанием их пластового давления. На разрез наносят фактическую схему конструкции скважины и положение находящихся в ней подвешенных или оборванных труб. Кроме того, составляют схему оборудования устья.

324

Выше указывалось, что обязательным условием действия фонтана является наличие депрессии на флюидосодержащий пласт, т.е.

Рзаб < Рпл.

Для прекращения притока флюида к стволу скважины необходимо повысить забойное давление как минимум до пластового. Фактически это состояние будет соответствовать неустойчивому равновесию, в связи с чем необходимо несколько превысить его над пластовым.

На этом принципе основываются все методы ликвидации фонтанов, различаясь между собой только средствами достижения этой цели.

Аварийные работы обычно начинают с расчистки площадки вокруг устья скважины (растаскивания оборудования, удаления деталей вышки при ее падении в случае пожара) для обеспечения возможности доступа к нему при выполнении работ.

Ликвидация открытых фонтанов путем герметизации устья скважины с последующей задавкой жидкости. При пере-

крытии потока на устье скважины поступление флюида в нее прекращается, депрессионная воронка в источнике выравнивается, и забойное давление сравнивается с пластовым.

Давление в стволе закрытой скважины будет определяться разностью значений давления в пласте и столба находящейся в скважине жидкости.

Указанный метод может быть реально осуществлен только в тех случаях, когда зацементированная в скважине колонна и устьевая обвязка обладают достаточной прочностью для давления, возникающего в скважине после закрытия ее устья без угрозы прорыва флюида за башмак колонны с последующим появлением грифонов.

После герметизации устья скважина может быть заглушена либо прямой задавкой бурового раствора необходимой плотности (с оттеснением содержимого скважины в пласт-источник), либо (в газовых скважинах) заполнена таким же раствором лубрицированием. Когда при фонтанировании установленное ранее запорное или противовыбросовое оборудование выходит из

325

строя, то его удаляют и заменяют новым. Если при этом в скважину спущены трубы (бурильные или насосно-компрессорные), то их обычно сбрасывают на забой.

Если флюид выходит из арматуры рассеянно, поврежденная арматура удаляется с устья методом отстрела из артиллерийских орудий.

Ликвидация открытых фонтанов путем создания искусственного пакера в стволе скважины с последующей задавкой жидкости. Иногда после герметизации устья фонтанирующей скважины устанавливается сильный переток флюида из нее через место нарушения колонны, разрыв стенки скважины или в поглощающий пласт. Как правило, переток сопровождается появлением грифонов на различном расстоянии от скважины или непосредственно у ее устья. Место утечки газа можно определить многими способами, из которых наиболее достоверные результаты дают термограммы, а также нейтронный гамма-каротаж (НГК) и гамма- гамма-каротаж (ГГК), снятые по стволу скважин.

Наличие сильных перетоков в стволе скважины характеризуется также тем, что при закачке жидкости через герметизированное устье она уносится встречным потоком в поглощающий пласт или грифон и после прекращения закачки восстанавливается прежнее избыточное давление на устье.

В подобных случаях переток флюида может быть ликвидирован созданием искусственного пакера в кольцевом пространстве между стенками скважины и имеющейся в ней специально спущенной под давлением колонной труб (бурильных или НКТ).

Глубина установки такого пакера должна быть больше глубины места утечки (стока) и интервала, где после герметизации устья может произойти разрыв стенок. Минимальная глубина установки может быть определена по аналогии с выбором глубины башмака кондукторов, несущих на себе ПВО.

Роль пакера могут выполнять искусственно образованные пробки из различных инертных материалов. Основой их служат деревянные, резиновые, пластмассовые или дюралевые шары, вводимые во внутреннюю колонну труб, поднимаемые в кольцевом

326

пространстве потоком флюида и задерживаемые бурильными замками или муфтами трубных колонн либо специальными улавливателями, установленными на принудительно спущенных трубах. Образованная шарами пространственная решетка уплотняется затем инертными материалами (обрезками резины, ватой).

После установки пакера и перекрытия потока в кольцевом пространстве скважина задавливается жидкостью непосредственно насосами.

Ликвидация открытых фонтанов методом ввода в поток флюида жидкости с нагнетанием ее на расчетном режиме.

Рассмотренные методы ликвидации фонтанов предусматривают либо только герметизацию устья, либо, кроме этого, еще и создание искусственного пакера в кольцевом пространстве. Однако оба эти метода неосуществимы, когда устье фонтанирующей скважины полностью разрушено, представлено кратером и недоступно или фонтан действует по схеме (см. рис. 53, а), а соотношение диаметров ствола и внутренней колонны труб не позволяет установить искусственный пакер. В подобных случаях ликвидация фонтанов возможна за счет подачи жидкости в нижнюю часть ствола фонтанирующей скважины с определенным расчетным расходом. Каналами, подводящими жидкость в ствол, могут служить (см. рис. 53) находящаяся в скважине внутренняя колонна труб или специально пробуренные направленные скважины.

При подаче жидкости в восходящий поток флюида в зависимости от ее расхода (темпа закачки) возрастают потери на трение и вес столба смеси в скважине. Это приводит к возрастанию забойного давления и некоторому снижению дебита фонтана.

При увеличении расхода жидкости до определенной величины фонтан заглохнет. Часто при этом возникает поглощение закачиваемой жидкости раздренированным при фонтане пластом, а при остановке закачки фонтанирование может возобновляться, поэтому непосредственно после глушения фонтана следует проводить работы по изоляции поглощающего пласта тампонирующими материалами, в связи с чем подготовка к этим работам должна быть проведена до начала операции глушения.

327

Решение задачи о выборе оптимального сочетания основных параметров режима глушения фонтана по этому методу (плотности жидкости глушения, темпа и необходимого объема ее закачки) требует рассмотрения значительного количества вариантов. При прочих равных условиях (дебит флюида, удельный вес продавочной жидкости) необходимый темп закачки тем меньше, чем ниже она подается в ствол скважины и чем меньше гидравлический диаметр канала фонтана. При малых глубинах ввода жидкости в восходящий поток пластового флюида использование рассматриваемого метода нецелесообразно.

Ликвидация фонтанов методом закрытия ствола аварийной скважины с помощью мощного взрыва. Способ обычно ис-

пользуют в случаях, когда устье фонтанирующей скважины представлено кратером, недоступно из-за высокой температуры горящей струи, а также проведение работ на устье нецелесообразно или невыполнимо по каким-либо техническим причинам. Сущность способа сводится к тому, что в стволе аварийной скважины выбирается достаточно мощный интервал непроницаемых пород (глин, солей, ангидритов), в который выводится наклонно направленная скважина с максимальным сближением стволов. В нее опускается мощное взрывное устройство, управляемое по кабелю с поверхности, и надежно изолируется от остальной части ствола обычно установкой цементного моста большой высоты. Затем передачей импульса по кабелю с поверхности вызывается взрыв устройства, в результате чего происходит деформация массива горных пород в околоствольном пространстве аварийной скважины и закрытие ее ствола.

Ликвидация открытых газовых фонтанов с кратером на устье методом отвода газа в наклонную скважину. Наклонно на-

правленные скважины целесообразно сооружать с максимальным приближением их забоев к аварийному стволу. Место соединения стволов по возможности выбирать с охватом контакта двух непроницаемых слоев, например глины н ангидрита, а гидравлическую связь между ними вызывать путем гидроразрыва с размывом образовавшейся трещины.

328

Если при газовом фонтане достигнуто хорошее сообщение между стволами фонтанирующей и наклонной скважин, причем последняя обладает большой пропускной способностью (имеет увеличенный диаметр), то фонтан можно ликвидировать не только методом закачки жидкости в поток газа, но и посредством выпуска газа через наклонную скважину. Обычно кратер бывает заполнен пульпой, плотность которой достигает 1300–1500 кг/м3. Эта пульпа образуется за счет смещения разрушенного песчано-глинистого материала и воды, выносимой газом из ствола скважин. Объем пульпы в кратере исчисляется тысячами кубических метров (скв. 108 Газли – около 20 тыс. м3, скв. 105 Угерско – около 12 тыс. м3). Пульпа в кратере весом своего столба оказывает противодавление на устье скважины. Например, по скв. 108 Газли при глубине кратера около 110 м плотностью пульпы 1440 кг/м3 это противодавление составляло около 1,5 МПа.

При использовании метода ликвидации фонтана путем отвода газа вызывают поток в наклонную скважину при минимально возможном противодавлении на устье (газ выпускается в атмосферу). При этом возможно резкое снижение потока газа к устью аварийной скважины, в результате которого жидкость из кратера проникает в ствол, накапливаясь на забое, после чего как фонтанирующая, так и наклонная скважина глохнут. Далее через наклонную и аварийную скважины прокачивают в кратер заранее заготовленный буровой раствор, а за ним различные смеси для окончательной изоляции газоносного горизонта.

Для примера приведем данные по фонтану скв. 105 Угерско, которая была обсажена трубами 426 мм до глубины 31 м без цементирования. На 320 м спустили и зацементировали 324 мм промежуточную колонну, которая в интервале 230–280 м перекрывала газоносный горизонт (газ с водой) с пластовым давлением около 2,5 МПа. Бурение закончили на глубине 1037 м. Кровля основного газового горизонта (XVI пласт, давление 10,3 МПа) была вскрыта на глубине

923 м.

329

Из-за отсутствия обсадных труб и цемента работы прекратили. Скважину заполнили раствором и до 320 м спустили бурильные трубы для периодической промывки. Устье скважины герметизировали превентором. Бурильные трубы заглушили заваренным замковым конусом. Далее передвинули ротор на 1,0–1,5 м для бурения второй скважины (наклонной).

Через 10 сут после прекращения работ обнаружили выделение газа из пробуренной скважины. Отвернули замковый конус, соединили квадратную штангу и приступили к промывке. Газопроявления резко усилились, и из отвода превентора начал вырываться газ. После закрытия отвода появились пропуски в превенторе, который вскоре был проеден, и начался открытый фонтан с воспламенением и падением вышки.

Появились многочисленные грифоны в радиусе до 200 м, а через 5 сут около устья скважины образовался кратер, из которого выбрасывалось большое количество галечника. Через сутки кратер увеличился в диаметре до 120 мпри глубине35 м, охвативустьескважины.

Для глушения фонтана примерно в 120 м от кратера пробурили две наклонные скважины. При пуске в эксплуатацию первой из них дебит газа из кратера резко сократился, жидкость, находившаяся в кратере, проникла в ствол, и действие фонтана прекратилось. В скважине, очевидно, произошел обвал, и образовалась пробка. Кратер заполнился водой, в результате чего возникло озеро диаметром 170 м и глубиной в центре до 17 м. Газопроявления полностью прекратились. Общее время фонтанирования около 1 года.

Ликвидация открытых фонтанов методом заводнения продуктивного пласта через наклонные скважины. Этот метод мож-

но использовать в случаях, когда по техническим причинам проведение работ на устье фонтанирующих скважин неосуществимо, ствол скважины полностью перекрыт обсадной колонной и возможность входа в него наклонными скважинами выше источника исключается. Тогда через специально пробуренные наклонные скважины с выходом их забоев в продуктивный пласт с макси-

330