технология бурения 2

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

–вскрытия пласта с более высоким градиентом пластового давления, чем предусмотрено проектом;

–снижения плотности буровых или тампонажных растворов из-за нарушения геологических или технологических требований;

–уменьшения высоты столба бурового раствора вследствие недолива при подъеме труб или поглощения;

–неконтролируемого ввода химических реагентов или воды;

–колебаний гидродинамического давления, вызванных движением бурильных или обсадных труб;

–прекращения циркуляции бурового раствора;

–снижения гидростатического давления при ожидании затвердевания цементного раствора (ОЗЦ);

–установки специальных ванн с жидкостью, плотность которой меньше плотности бурового раствора.

Причины ГНВП приведены на рисунке 11.6.

Давление на пласт

Рис. 11.6. Причины возникновения газонефтеводопроявлений в скважинах

209

18

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

словие возникновения ГНВП при бурении, промывке и цементировании скважин имеет вид

В случае прекращения циркуляции (геофизические исследования, простой скважины и т.д.):

Наиболее часто возникают проявления при проведении спускоподъемных операций.

Условие возникновения проявления в скважине при подъеме бурильной колонны выражается неравенством

где Рдп – гидродинамическое давление в кольцевом пространстве, обу-

словленное движением бурильной колонны; Рст – снижение давления вследствие контракции, седиментации,

фильтрации, температурных изменений в неподвижном буровом растворе;

ρgh – опорожнение скважины по причине недолива ее буровым рас-

твором.

Условие, при котором происходит приток пластового флюида во время спуска бурильных труб, имеет вид:

где Рдс – отрицательная составляющая гидродинамического давления,

возникающая во время торможения бурильной колонны при спуске. Значение Рст можно определить по эмпирической формуле

гдекоя,hмп. – высота столба бурового раствора, находящегося в состоянии по-

Для оценки величин гидродинамических давлений, возникающих в скважине, можно использовать зависимости 11.14–11.18.

210

19

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

11.5. Предупреждение газонефтеводопроявлений

ри нарушении гидродинамического равновесия системы «скважина – пласт» и поступлении в ствол скважины пластового флюида всегда появляются явления, факторы, процессы, которые можно условно классифицировать на две категории:

прямые – которые однозначно свидетельствуют о появлении пластового флюида в скважине;

косвенные – которые возникают не только в результате притока флюида в скважину, но и по другим причинам.

Прямыми признаками проявления притока пластового флюида в скважину являются:

1.При бурении, проработке, промывке, расширении ствола скважины:

–превышение интенсивности потока выходящей буровой промывочной жидкости из скважины над интенсивностью (закачиваемой при неизменной производительности буровых насосов);

–увеличение объема (уровня) буровой промывочной жидкости в приемной емкости.

2.В процессе спуско-подъемных операций:

–увеличение объема буровой промывочной жидкости в приемной емкости над объемом спущенного в скважину металла труб при спуске колонны труб (бурильные трубы, обсадные трубы, насосно-компрессорные трубы – НКТ);

–снижение объема долитой промывочной жидкости по сравнению с объемом извлеченных из скважины колонны труб.

3.При простоях, геофизических исследованиях, ОЗЦ:

–движение промывочной жидкости из скважины при неработающих буровых насосах.

Ккосвенным признакам относятся:

–резкое значительное самопроизвольное увеличение механической скорости бурения скважин. Такое увеличение механической скорости бурения свидетельствует, как правило, о быстром возрастании аномальности на забое скважины. Подобное явление может возникнуть, например, и в результате «провалов» бурового инструмента при вскрытии бурением крупных трещин или каверн;

–аномально низкие величины d-экспоненты в глинистых породах. Устойчивое отклонение d-экспоненты на протяжении бурения последних 50–100 метров может свидетельствовать о входе в зону АВПД. Однако несоответствие типа долота разбуриваемым горным породам дает аналогичное отклонение d-экспоненты.

–уменьшение плотности глинистого шлама;

211

20

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

–уменьшение давления буровых насосов при неизменной подаче. Подобное снижение давления может возникнуть и при нарушении целостности труб бурильной колонны;

–увеличение момента на роторе. Одновременное увеличение момента на роторе в сочетании с увеличением механической скорости и снижением давления на буровых насосах свидетельствует о вхождении в пласт с градиентом пластового давления, превышающим градиент промывочной жидкости. Увеличение момента со снижением механической скорости свидетельствует об износе долота, а повышение давления на насосах – о возможном образовании сальника или осыпей стенок скважины;

–изменение показателей свойств буровой промывочной жидкости. При поступлении пластового флюида в скважину происходит увеличение водоотдачи, снижение плотности, вязкости, статического напряжения сдвига и др. Однако причиной отклонения параметров бурового раствора от заданных значений могут быть и другие факторы.

Диагностика ситуации состоит из анализа входной информации о признаках флюидопроявления и преобразовании ее в выходную информацию для принятия решения.

Скорость поступления информации зависит от многих факторов, таких как: разрешающая способность измерительной аппаратуры; тип пластового флюида; глубина скважины; дифференциальное давление на забое

идр.

В случае появления косвенных признаков необходимо установить наблюдение за скважиной.

При обнаружении явного признака поступления пластового флюида действия членов буровой бригады должны быть направлены на скорейшую герметизацию устья скважины.

Во многих случаях на практике опасность возникновения выброса преувеличивается вследствие отсутствия четко разработанных методов оценки ситуации и принятия соответствующих рациональных решений. Как правило, в первую очередь осуществляют утяжеление бурового раствора, которое является не всегда обоснованным, а иногда – опасным, способствующим возникновению тяжелых осложнений в скважине. Решения в каждом конкретном случае должны приниматься исходя из сложившейся ситуации и индивидуальности скважины.

С целью оперативного и правильного принятия решений в случае обнаружения нефтегазоводопроявлений при наиболее типичных технологических процессах бурения скважин были разработаны и опробованы на практике противовыбросовые программы.

Противовыбросовые программы – это комплекс специальных мероприятий, выполнение которых позволяет избежать возникновения фонтанов в скважине. Разработанный комплекс для удобства практического

212

21

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

пользования представляют в виде технологических карт, диаграмм, блоксхем.

Для определения аномальности давления используются следующие показатели: механическая скорость бурения; d-экспонента; нагрузка на крюке; перелив бурового раствора; содержание хлоридов; уровень бурового раствора в приемной емкости; увеличение притока бурового раствора из затрубного пространства; плотность и электросопротивление глины; увеличение шлама на вибросите. Наиболее важным показателем неуравновешенности давления является механическая скорость бурения.

На рисунке 11.7 приведена блок-схема анализа и последовательность мероприятий в случае обнаружения признаков флюидопроявлений в процессе бурения скважин. В качестве признаков флюидопроявлений приняты: повышение расхода бурового раствора на выходе из скважины и увеличение его объема в приемных емкостях; газирование бурового раствора.

12

8

3 5 4

2 1

13

6

10 14

7

Рис. 11.7. Схематизированное представление противовыбросовой программы (по В. Д. Борелу и Р. А. Люису): 1 – механическая скорость бурения; 2 – d-экспонента; 3 – нагрузка на долото; 4 – перелив бурового раствора; 5 – увеличение глины в шламе; 6 – уровень бурового раствора

вприемной емкости; 7 – содержание хлоридов; 8 – плотность

иэлектросопротивление глины; 9 – определение пластового давления по данным каротажа; 10 – прекратить бурение; 11 – провести каротаж; 12 – спустить промежуточную колонну; 13 – продолжить бурение; 14 – задавить скважину

213

22

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В. Д. Шевцовым были предложены противовыбросовые программы в виде блок-схем. Программа для обнаружения признаков проявлений во время промывки скважин (после замены долота или другого перерыва циркуляции) представлена на рисунке 11.9, а при спуско-подъемных операциях – на рис. 11.10. При этом важно раннее обнаружение притока пластового флюида в скважину.

Бурение

Рис. 11.8. Схема анализа признаков флюидопроявлений и принятия решений при бурении скважин

214

23

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Промывка скважины

Продолжить промывку (1 цикл) Восстановить

циркуляцию, вымыть пластовый флюид

Рис. 11.9. Схема анализа признаков флюидопроявлений и принятия решений при промывке скважин

215

24

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Подъем бурильной колонны

Рис. 11.10. Схема анализа признаков флюидопроявлений и принятия решений при подъеме бурильной колонны

В случае необходимости приведенные блок-схемы могут быть скорректированы в соответствии с условиями и технологией бурения скважин, оснащением буровых.

Значительная роль по недопущению ГНВП должна отводиться подготовке специалистов, осуществляющих строительство скважин, и специалистов, участвующих в ликвидации этих проявлений.

216

25

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

11.6.Способы ликвидации газонефтеводопроявлений

Вслучае проявления признаков газонефтеводопроявлений либо уже совершившегося поступления пластового флюида на устье скважины следует придерживаться «Регламента по практическим действиям буровой бригады при возникновении ГНВП на скважине» и других инструкций, положений по предупреждению и ликвидации данного вида осложнений. Общий порядок действий буровой бригады в этом случае следующий: закрыть скважину; исследовать характер и степень ГНВП, оценить параметры, необходимые для управления скважиной; выбрать способ глушения скважины; приступить и осуществить ликвидацию аварии; расследовать причины аварии, ее последствия, по результатам работ провести обучение персонала для предупреждения повторного осложнения.

Бурильщик же при наступлении данной ситуации обязан:

•прекратить углубление скважины и остановить вращение ротора (при турбинном бурении снизить производительность буровых насосов или отключить один насос);

•установить замок бурильной трубы над столом ротора в пределах 0,5…1,2 м (напротив ключа АКБ для удобства в работе);

•остановить насос в последнюю очередь, чтобы сохранить влияние перепадов давления в затрубном пространстве и не допустить осложнения при подъеме компоновки бурильного инструмента;

•закрыть обратный клапан.

Закрытие скважины

Процедура закрытия скважины во многом влияет на успешность проведения последующих работ по ликвидации проявления. В практике бурения известны методы «жесткого» и «мягкого» закрытия скважины при флюидопроявлении.

«Мягкое» закрытие скважины

Для реализации этого метода рабочая гидравлически-механическая задвижка на устье должна быть закрыта, штуцер (правый) – открыт на 50 %, открыты задвижки на вертикальный дегазатор. Штуцер (левый) на другой половине штуцерной батареи и задвижки должны быть закрыты. Это нормальное положение задвижек на штуцерной батарее при всех операциях, выполняемых на скважине.

Порядок работ при «мягком» закрытии скважины:

1)открыть гидравлическо-механическую задвижку на линии дросселирования (боковая задвижка на крестовине);

2)закрыть верхний превентор (обычно универсальный превентор) и задвижку прямого сброса. Если инструмент в башмаке обсадной колонны, то закрыть плашечный превентор;

217

26

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3)постепенно закрыть штуцер;

4)закрыть механическую задвижку после штуцера;

5)оставить скважину на стабилизацию давления в течение 5–10 минут (но не более 15 минут независимо от глубины скважины), снимать показания избыточных давлений на устье Ри(бт), Ри(бк) через каждую минуту.

«Жесткое» закрытие скважины

В зарубежной практике в случае раннего обнаружения проявления (VО = 50÷500 л) используется метод быстрой герметизации устья скважины. Для реализации этого метода штуцер (правый) должен быть закрыт, задвижки после штуцера на вертикальный дегазатор – открыты. Штуцер (левый) на другой половине штуцерной батареи и задвижки должны быть закрыты.

Порядок работ при «жестком» закрытии скважины:

1)закрыть верхний превентор (обычно универсальный превентор). Если инструмент – в башмаке обсадной колонны, то закрыть плашечный превентор;

2)открыть гидравлическо-механическую задвижку на линии дросселирования (главная боковая задвижка на крестовине);

3)оставить скважину на стабилизацию давления в течение 5–10 минут (но не более 15 минут независимо от глубины скважины), снимать показания избыточных давлений на устье Ри(бт), Ри(бк) через каждую минуту.

Рекомендации по выбору способа закрытия скважины

Преимущество «мягкого» закрытия скважины: снижен эффект гидравлического удара в скважине. Недостатки «мягкого» закрытия скважины: более сложный способ выполнения закрытия скважины; образуется больший приток пластового флюида в скважину.

Преимущества «жесткого» закрытия скважины: простая и быстрая процедура закрытия скважины; образуется меньший приток пластового флюида в скважину. Недостаток «жесткого» закрытия скважины: возникает опасность гидравлического удара, опасного для оборудования и горных пород.

Оценка параметров ГНВП

После закрытия скважины и стабилизации давлений в бурильной колонне и кольцевом пространстве через 10–15 минут регистрируют следующую устьевую информацию о флюидопроявлении:

1.Время возникновения ГНВП.

2.По показаниям манометров на устье скважины регистрируют уста-

новившееся давление в трубах бурильной колонны Ри(бк) и кольцевом пространстве Ри(кп) (рис. 11.11).

218

27