Скачиваний:
107
Добавлен:
02.03.2016
Размер:
6.67 Mб
Скачать

твора в одной из приемных емкостей (остальные должны быть отключены от желобной системы). Увеличение объема в приемной емкости на 1 м3 по сравнению с контрольным объемом указывает на начало проявления. Объем вытесняемой жидкости сверяется с контрольным после спуска каждых десяти свечей.

При поступлении пластового флюида в ствол бурящейся скважины происходит изменение показателей свойств бурового раствора: плотности, водоотдачи, вязкости, статического и динамического напряжения сдвига, удельного сопротивления, концентрации хлоридов и др. Следует иметь в виду, что причиной отклонения свойств буровых растворов от заданных значений могут быть и другие факторы. Поэтому более достоверно судить о проявлении можно по изменению нескольких показателей одновременно.

Причины поступления пластовых флюидов в скважину при бурении

В процессе проводки скважины пластовые флюиды постоянно поступают в скважину, в том числе при превышении забойным давлением pçàá пластового pïë. Систематизация причин ГНВП представлена на рис. 7.10.

Причинами поступления пластовых флюидов в скважину могут являться: капиллярный переток; переток за счет осмоса; поступление пластового флюида с выбуренной и обвалившейся породой; гравитационное замещение; диффузия газа; контракционный и фильтрационно-депрессион- ный эффекты.

Капиллярный переток. Обусловлен капиллярным противотоком при поступлении фильтрата раствора в пласт. Однако поступление флюидов в скважину за счет капиллярного перетока столь незначительно, что не может быть замечено. Кроме того, переток может возникнуть при наличии поровых каналов диаметром до 1 мкм, капиллярное давление в которых способно вытеснить нефть или газ из пласта в скважину. В каналах большего диаметра капиллярные силы слишком малы, и флюиды оттесняются по ним фильтратом бурового раствора в глубь пласта.

Переток за счет осмоса. При осмотическом перетоке флюидов через полупроницаемую перегородку (в данном случае − фильтрационная корка) не происходит существенного накопления пластового флюида в стволе скважины, которое могло бы быть замечено на поверхности.

Поступление пластового флюида с выбуренной и обвалившейся породой. Когда буровой раствор попадает на свежую поверхность породы, только что вскрытой долотом, то за тот короткий промежуток, за которым следует новый срез породы долотом, фильтрат бурового раствора не успевает вытеснить пластовые флюиды из открывшихся пор и трещин и протолкнуть их в пласт. Таким образом, обломки выбуренной породы, выносимые раствором на поверхность, содержат пластовые флюиды.

В результате многочисленных наблюдений установлено, что при разбуривании газосодержащих пород повышение механической скорости проходки приводит к увеличению содержания газа в буровом растворе. Какихлибо признаков поступления жидких флюидов вместе с выбуренной породой практически не отмечено.

Содержание газа в буровом растворе Ñ (в %) может быть рассчитано по формуле

205

Рис. 7.10. Систематизация причин газонефтепроявлений при бурении скважин

Ñ = vìπD2C1pçàá ,

4Qpó

ãäå vì − механическая скорость проходки, м/с; D − диаметр скважины, м; C1 − содержание газа в породе, %; pçàá, pó − соответственно забойное и

устьевое давления, МПа; Q − объемная скорость потока бурового раствора в затрубном пространстве, м3/ñ.

Гравитационное замещение. Гравитационное замещение бурового раствора пластовыми флюидами возможно только при наличии в породе вертикальных трещин с раскрытием более 2 мм. Кроме того, такое замещение происходит при равенстве забойного и пластового давлений.

206

ГАЗОПРОЯВЛЕНИЯ ПРИ КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИН

Газопроявления, возникающие при креплении скважин, остаются серьезным видом осложнений.

Условия, способствующие проникновению флюидов в заколонное пространство, изучены недостаточно, недостаточно выяснены и причины этого явления, а отдельные толкования подчас противоречивы.

В межколонном пространстве газ может появиться вследствие нарушений герметичности колонны и устьевого узла (колонной головки, места ее соединения со сгонным патрубком и т.д.) или во время процесса формирования цементного камня в затрубном пространстве (загустевания, схватывания и твердения раствора − камня). Отмечаются следующие возможные пути продвижения газа и других флюидов в заколонном пространстве после цементирования: по каналам из-за негерметичности резьбовых соединений; по каналам из-за негерметичности соединения частей колонной головки; по нарушениям целостности обсадных колонн; по каналам при негерметичном цементном камне.

Природа заколонных проявлений после цементирования обсадных колонн экспериментально пока еще слабо изучена и известны только попытки ее объяснения на основе общих представлений и промыслового материала.

Анализ многочисленных случаев по газопроявлениям показывает, что в процессе ожидания затвердения цементного раствора и вскоре после него газ может поступать в заколонное пространство и далее к устью скважины независимо от ряда технологических факторов, которые считают способствующими этому процессу или его тормозящими.

Данные практики показывают, что газопроявления в процессе ОЗЦ или после него значительно чаще проявляются там, где обращается недостаточное внимание на технологию цементирования, где применяют только чистый цемент, где наряду с недостаточным вытеснением бурового раствора обеспечиваются большие высоты подъема цементного раствора и т.д.

Вместе с тем замечено, что газопроявления при прочих равных обстоятельствах значительно реже прослеживаются при использовании це- ментно-песчаных, цементно-бентонитовых и шлакопесчаных растворов, при расхаживании колонн в процессе цементирования и обеспечении проведения определенного комплекса цементировочных работ и т.д.

Резюмируя существующие мнения о путях движения газа в заколонном пространстве скважины, можно выделить следующие места возникновения потенциальных каналов.

1. Трещины и перемятости пород (в первую очередь, при возникновении грифонов).

2. Участки, заполненные невытесненным буровым раствором с после- дующим разрушением последнего.

3.Участки стенок скважины, где осталась сформированная глинистая корка с последующим ее разрушением.

4.Зазоры, возникающие на границах обсадная колонна − цементный камень и цементный камень − стенка скважины в результате выделившейся из цементного раствора воды (с последующим ее поглощением твер-

деющим цементным раствором).

5. Щель, заполненная водой на границе между глинистой коркой (бу-

207

ровым раствором) и цементным раствором (камнем), возникшая в результате их синерезиса.

6.Каналы, образованные поднимающимся по цементному раствору

газом.

7.Капилляры, пронизывающие схватившийся, но еще не затвердевший цементный раствор и образованные в результате наличия в нем избыточ- ной воды (по сравнению с необходимым ее количеством для химического процесса соединения цемента с водой). Проницаемость цементного камня.

8.Каналы, образовавшиеся в цементном растворе в результате водоотделения на контакте с другими поверхностями или в его массе.

9.Трещины в цементном камне.

Изучение причин, способствующих возникновению газопроявлений в скважинах при цементировании обсадных колонн позволили наметить классификацию факторов, приводящих к газопроявлениям (рис. 7.11).

При составлении классификации учитывалось, что некоторые факторы, способствующие возникновению газопроявлений, в одинаковой мере относятся к двум классифицирующим группам, другие могут считаться весьма сомнительными, но они рассмотрены, потому что некоторые из них, как отмечают исследователи и производственники, возможно, играют некоторую роль в газопроявлениях.

В основу классификации взято разделение всех факторов, способствующих газопроявлениям, на пять групп: 1) геологические; 2) технические; 3) технологические; 4) физико-химические; 5) механические.

Данная градация охватывает весь процесс крепления скважин от нача- ла прокачивания тампонажного раствора в скважину до окончания времени его затвердения с последующим пребыванием в заколонном пространстве.

Вместе с тем следует учитывать, что для возникновения и развития газопроявления должны выполняться два условия:

наличие перепада давления (в случае газа − необязательно) и возможность образования канала для движения газа (или другого флюида).

Для оценки этих факторов (см. рис. 7.11) необходимы анализ и оценка их приоритетности в каждом конкретном случае с учетом прогресса в решении указанной проблемы.

Следствием движения газа (реже нефти или воды) в заколонном пространстве скважин являются выходы его на поверхность в некотором отдалении от устья. Это грифоны. Грифоны − весьма серьезное осложнение, нередко переходящее в аварию. Из земли выходит флюид, выбрасываются куски породы, выделяется значительное количество газа, нефти, воды. Спустя определенное время некоторые грифоны прекращают свое существование, другие же, наоборот, активизируются и функционируют долго. Чаще грифоны возникают при бурении и после крепления скважин, реже при эксплуатации, при стабильных режимах работы.

Основная причина возникновения грифонов − прорыв флюида на дневную поверхность: накопление флюида, в первую очередь, газа в заколонном или межколонном пространстве (между промежуточной и эксплуатационной колоннами); наличие путей поступления флюида к месту накопления (или транзитного движения) − негерметично зацементированное заколонное пространство; пропуски резьбовых соединений; протертости кондуктора (и) или колонны; наличие в верхней части разреза малоуплотненных пород, пород, дезинтегрированных сетью трещин, сообщающихся с

208

Рис. 7.11. Схема классификации газопроявлений при креплении скважины

поверхностью; пересечение скважиной плоскости тектонического нарушения, выходящей на поверхность.

7.5. ПРИХВАТЫ, ЗАТЯЖКИ И ПОСАДКИ КОЛОННЫ ТРУБ

Одним из самых распространенных серьезных и дорогостоящих видов осложнений при проводке скважин, иногда оканчивающихся ликви-

209

дацией скважины или бурением нового ствола, являются прихваты колонн бурильных и (или) обсадных труб. Как правило, прихватам предшествуют затяжки бурового инструмента, связанные с обвалами пород или попаданием бурильного инструмента в желоба, им же образованные и ликвидируемые без остановки технологического процесса.

Природа прихватов различна, поэтому и методы ликвидации их отли- чаются друг от друга и имеют свою специфику.

На возникновение прихватов колонн труб оказывает влияние множество факторов, дифференцировать которые с целью оценки их влияния трудно.

Можно схематично разделить действующие при прихвате колонн труб силы на силы механического прижатия труб к стенке скважины, связанные с действием перепада давления и горизонтальной составляющей веса колонны труб, и адгезионные силы взаимодействия, зависящие от свойств фильтрационной корки, состояния контактной зоны и условий среды. Эти силы действуют совместно. В зависимости от условий в скважине их соотношение меняется.

Природа прихватов колонн труб

Прихватом следует считать процесс, характеризующийся потерей подвижности колонны труб или скважинных приборов, которая не восстанавливается даже после приложения к ним максимально допустимых нагрузок с учетом запаса прочности материала (стали).

Наибольшее распространение прихваты имеют в юго-западных и южных районах СНГ, что вызвано наличием сложных горно-геологических условий, значительными глубинами скважин и необходимостью преодоления встречающихся при этом различных осложнений процесса их сооружения. Для юго-западных районов характерны прихваты, вызываемые действием повышенного перепада давления, а для северо-восточных районов − в результате заклинивания труб в суженной части ствола из-за нарушения режима промывки (сальникообразования, оседания частиц шлама и др.).

Большинство отечественных и зарубежных исследователей считает, что основная причина прихватов заключается в действии перепада давления и гидростатического давления, адгезионных сил и заклинивания долота в нерасширенных и суженных участках ствола скважин, а также заклинивание колонны труб вследствие скопления в стволе шлама в результате недостаточной промывки.

На возникновение прихватов существенно влияют физические свойства фильтрационных корок (липкость, прочность структуры, связанность частиц, пористость, проницаемость), контактирующих с бурильным инструментом.

Значение силы трения покоя между глинистой коркой и металличе- ской трубой зависит от количества прокачиваемой жидкости. При структурном режиме течения жидкости увеличение подачи насоса приводит к уменьшению силы трения вследствие интенсивного размыва рыхлого слоя корки, прилегающего к трубе, и в результате к уменьшению площади контакта между трубой и коркой. При турбулентном режиме течения увеличе- ние расхода прокачиваемой жидкости вызывает повышение гидродинами- ческого давления, следовательно, и перепада давления, а также силы трения.

210

Увеличение содержания утяжелителя приводит к возрастанию коэффициента трения, а профилактические добавки нефти к буровому раствору в несколько раз снижают коэффициент трения и уменьшают связанность частиц в глинистой корке.

Однако нефть при высоких температурах и давлениях теряет свои смазочные свойства. В этих условиях предпочтительнее использовать смазки на основе окисленного петролатума, жирных кислот, смеси гудронов, а также натуральных жиров. Более эффективно (для снижения коэффициента трения) совместное использование смазочных и поверхностно-активных веществ.

На возникновение прихватов под действием перепада давления существенно влияют структурно-механические свойства буровых растворов. Однако регулирование этих свойств не всегда помогает предотвратить прихваты инструмента, находящегося без движения в интервале залегания хорошо проницаемых пород.

С увеличением глубины бурения скважин (с соответствующим повышением температур и давления) значительно возрастает опасность прихватов, вызванных действием перепада давления, особенно в тех районах бурения, где применяют утяжеленные буровые растворы.

Установлено, что при перепаде 10 МПа сила прихвата зависит не только от перепада, но и от значения депрессии в зоне контакта инструмента и корки. Значение депрессии тем выше, чем больше уменьшается проницаемость глинистой корки. Когда сжатая часть корки непроницаема, инструмент прижимается к ней с силой, равной произведению перепада давления в зоне контакта на его площадь. Изменение проницаемости корки зависит от качества бурового раствора, степени его утяжеления, химической обработки и прочности структуры корки; при перепаде давления 16 МПа корка интенсивно формируется в течение первых 20−30 мин, когда скорость фильтрации максимальна. Сила прихвата при больших перепадах давления пропорциональна значению перепада давления. Коэффициент трения в паре диск – корка не зависит от перепада давления (нагрузки на диск) и изменяется в пределах 0,009−0,023 в соответствии с типом раствора. Кроме сил трения, как указывалось, на прихваты влияют и адгезионные силы. Увеличение диаметра применяемого бурильного инструмента приводит к повышению силы прихвата вследствие роста площади контакта труб с коркой, а также интенсивного нарастания корки вне зоны контакта.

Измерения показателей адгезионных и фрикционных свойств корок (по отношению к стали труб) при заданном перепаде давления показали, что сдвиг стали по корке происходит не по поверхности контакта, а в слое корки − вблизи этой поверхности. При перепаде давления до 2 МПа силы сдвига возрастают пропорционально перепаду давления, а при 3−4 МПа − эта зависимость нарушается в результате упрочнения корки. Дальнейший рост перепада давления не увеличивает сил сдвига. При исследовании сил прилипания установлено, что они интенсивно возрастают в первые 30− 40 мин контакта, а затем стабилизируются.

Таким образом, согласно существующим в настоящее время мнениям, причина явлений, приводящих к прихвату труб при бурении скважин, − действие перепада давления. Однако при прочих равных условиях в возникновении прихвата существенную роль играют и физико-механические свойства фильтрационных корок, с которыми соприкасается бурильный инструмент при прихвате.

211

Действие других факторов (температура, противодавление, качество смазочной добавки к буровому раствору, искривление ствола скважины, тип бурового раствора, проницаемость породы и фильтрационной корки, характер циркуляции) или не исследовали, или исследовали недостаточно, хотя в возникновении прихватов они (в ряде случаев) играют решающую роль.

Значительный объем исследований проведен А.К. Самотоем. К наиболее распространенным прихватам он относит:

у стенки скважины под действием перепада давления; вследствие заклинивания низа колонн при их движении в скважине; в результате желообразования; вследствие сальникообразования;

из-за нарушения устойчивого состояния пород; вследствие заклинивания колонн посторонними предметами; вследствие нарушения режима промывки;

по причине заклинивания породоразрушающего инструмента; испытателей пластов при опробовании скважин в процессе бурения. Способы ликвидации прихватов очень разнообразны. В южных райо-

нах страны с помощью установки нефтяных ванн ликвидируют 40−80 % прихватов, возникших вследствие действия перепада давления, и 20−40 % прихватов, возникших в результате заклинивания колонн в суженной части ствола скважины. Ликвидировать прихваты, возникшие вследствие обвала пород, чрезвычайно трудно, и они часто переходят в категорию аварий, так как приходится или фрезеровать прихваченную часть колонны, или устанавливать цементный мост и забуривать новый ствол.

Способы предупреждения и ликвидации прихватов

Профилактика предусматривает: использование рациональных конструкций скважин; применение буровых растворов, свойства которых способствуют предупреждению прихвата колонны и обеспечению устойчи- вого состояния пород, слагающих стенку скважин; нормирование превышения гидростатического давления над пластовым, недопущение непланируемого искривления ствола скважины; предупреждение образования желобов и ликвидацию желобных выработок; применение противоприхватных компоновок низа бурильных колонн; использование специальных приспособлений и устройств, предупреждающих заклинивание колонны труб в скважине в процессе бурения и при спускоподъемных операциях.

Наименьшая вероятность прихвата у инструментов, имеющих меньший диаметр и длину (центратор, наддолотный калибратор, пакеры и др.).

При выборе рациональной конструкции скважины необходимо строго придерживаться следующих основных требований: не допускать совместное вскрытие горизонтов с различными градиентами пластовых давлений; своевременно перекрывать опасный участок ствола промежуточной колонной или хвостовиком. Нарушение этих требований приводит к возникновению прихватов под действием перепада давления, ликвидация которых на большой глубине не всегда возможна.

Способствуют устранению осложнений, приводящих к прихватам, и многокомпонентные буровые растворы, сохраняющие устойчивость пород, слагающих стенку скважин. Рекомендовано: предупреждать термическую и термосолевую деструкции бурового раствора, кольматировать высокопро-

212

ницаемые породы, уменьшать колебания гидродинамического давления, формировать тонкую эластичную фильтрационную корку с низкими показателями фрикционных свойств и улучшать буримость пород.

Проблема сохранения устойчивости пород, слагающих стенки скважин, пока еще не полностью решена.

Применение известковых, гипсовых, малосиликатных с полимерными добавками при минимальной водоотдаче, с добавками поваренной соли и хлористого кальция, эмульсионных высокополимерных на неводной основе буровых растворов дает удовлетворительные результаты только в некоторых условиях, так как причины разупрочнения пород неодинаковы.

Противоприхватными свойствами обладают буровые растворы на углеводородной основе и обращенные эмульсии. Применение таких растворов благоприятствует улучшению буримости пород. Однако высокая стоимость, сложность регулирования их свойств в условиях высоких температур и давлений при агрессивной среде, дефицитность некоторых компонентов, повышенная пожароопасность сдерживают широкое использование этих буровых растворов.

Одна из наиболее сложных проблем при бурении − предотвращение коагуляции буровых растворов под действием высоких температур, сопровождающаяся ростом водоотдачи и интенсивным структурообразованием, что повышает прихватоопасность.

Осложнения в скважинах, вызываемые термоокислительной деструкцией бурового раствора и являющиеся потенциально возможными причи- нами прихватов, удается предотвратить обработкой бурового раствора специальными термостойкими защитными реагентами. Считается, что УЩР и КССБ термостойки при отсутствии солевой агрессии. Крахмал и КМЦ термостойки до температуры соответственно 100 и 120−150 °С (КМЦ − в зависимости от степени полимеризации). Акриловые сополимеры термостойки при более высоких температурах, что позволяет иметь низкую водоотдачу солевых растворов при температуре 180−200 °С, пресных − до 250 °С (гипан, метас). Однако до сих пор для условий полиминеральной агрессии и высокой температуре (200−300 °С) проблема регулирования свойств бурового раствора остается нерешенной.

Предотвратить прихваты в интервалах залеганий проницаемых пород можно их кольматацией, так как существующие механические и физикохимические способы кольматации просты и с успехом применяются в различных условиях (М.Р. Мавлютов).

Время выравнивания давления в приствольной зоне и фильтрационной корке до значения гидростатического, при прочих равных условиях, зависит от проницаемости пласта и заполняющего его флюида. По мере увели- чения степени кольматации проницаемых пород процесс выравнивания давления интенсифицируется, и вероятность возникновения прихвата в кольматированном участке ствола при действии гидростатического давления резко уменьшается. При создании больших гидростатических давлений значительно возрастает опасность возникновения прихвата. Так, ранее пробуренный участок ствола скважины, представленный проницаемыми породами, становится прихватоопасным с увеличением перепада давления, вызванного необходимостью повышения гидростатического давления для предупреждения возникновения нефте-, газо-, водопроявлений или обвалообразований.

Свойства бурового раствора не должны способствовать возникнове-

213

нию больших колебаний гидродинамического давления в стволе скважины в процессе циркуляции, при ее восстановлении и спускоподъемных операциях. Для этого реологические свойства буровых растворов должны быть по возможности минимальными и регулируемыми с помощью реагентов − понизителей вязкости и структурообразователей.

На возникновение прихватов в значительной степени влияют струк- турно-механические свойства фильтрационных пород (адгезионная способность, сопротивление сдвигу, прочность), зависящие от содержания твердой фазы в буровом растворе и ее состава, вида химической обработки и смазочной способности раствора.

Фрикционные свойства фильтрационных корок снижают применением высококачественных глинопорошков и утяжелителей, улучшением очи- стки раствора. Фильтрационные корки должны быть тонкими, эластичными, малоили непроницаемыми, с минимальными силами адгезии и коэффициентом трения.

Наименьшими показателями фрикционных свойств обладают фильтрационные корки, образовавшиеся из растворов, содержащих нефтепродукты с длинными углеводородными цепями (окисленный петролатум, синтетические жирные кислоты и т.п.).

Самая распространенная смазочная добавка на промыслах в настоящее время − сырая нефть, рациональное содержание которой в буровом растворе в зависимости от его плотности и температуры окружающей среды колеблется в пределах 10−18 %. Расчеты показывают, что в зависимости от геолого-технических условий бурения расход нефти для предупреждения прихватов составляет 0,05–0,10 т на 1 м проходки.

Эффективность применения нефти как смазочной добавки при высокой температуре резко снижается, поэтому целесообразнее использовать другие, менее дорогие и более эффективные продукты, например смеси гудронов (СГ), омыленные жирные кислоты (ОЖК), поверхностно-актив- ные вещества.

Строгие требования должны предъявляться к выполнению условия нормирования превышения гидростатического давления в скважине над пластовым.

Как правило, вероятность возникновения прихватов возрастает с увеличением произвольного искривления скважины. Характер искривления скважин, бурящихся в различных геолого-технических условиях, различен и зависит от совместного действия многих факторов. Используются жесткие компоновки низа бурильных колонн и регулирование осевых нагрузок на долото в зависимости от угла падения пластов и перемежаемости пород по твердости; внедряется контроль за искривлением скважин; применяются для бурения скважин большого диаметра реактивно-турбинный способ бурения (РТБ) и долотный бур (БД). Следует обратить особое внимание на возможность увеличения прихватов в горизонтальном бурении.

Наиболее серьезные осложнения, наблюдаемые при проводке скважин (особенно искривленных и наклонно направленных), − затяжки и посадки бурильного инструмента в участках ствола с желобными выработками, которые важно своевременно обнаружить и нейтрализовать.

Желобообразование можно обнаружить и оценить профилеметрией, а нейтрализовать − проработкой его интервалов специальными компоновками бурильного инструмента и взрывом в них гибких торпед. Для профилеметрии зон желобообразования необходим надежный многоточечный (шес-

214

Тут вы можете оставить комментарий к выбранному абзацу или сообщить об ошибке.

Оставленные комментарии видны всем.

Соседние файлы в папке Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин