Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин
.pdfотверстия соответственно в седле 16 и втулке 10. Нагнетанием жидкости в трубах создают давление, под действием которого происходит удлинение бурильной колонны, однако уплотнительный элемент в это время не деформируется, так как отверстие 7 перекрыто втулкой. При определенном давлении штифты 11 срезаются, и втулка 10 благодаря демпфирующей камере плавно перемещается вниз до упора в седло. При этом исключается падение давления над втулкой и сохраняется удлинение бурильных труб. Достигается это за счет наличия в седле перепускных каналов 14 и постепенного выхода из них жидкости, заключенной между втулкой и седлом.
Как только втулка переместится ниже отверстия 7, перепад давления передается через обратный клапан под уплотнительный элемент, который разобщает затрубное пространство. При достижении необходимого перепада давления осуществляют посадку бурильных труб и доводят нагрузку на пакер до 3−5 тс, после чего штифты 15, имеющие сопротивление среза на 15−20 % выше, чем у штифтов 11, срезаются, и седло, втулка и шары падают на забой скважины. Через открытый канал ствола пакера производится необходимый комплекс работ: исследование зоны поглощения, закачка тампонажной смеси и т.д.
Переток жидкости в процессе твердения смеси исключен, так как канал ствола пакера перекрывается продавочной пробкой 2, спускаемой в бурильные трубы перед продавочной жидкостью. При посадке пробки давление в трубах повышается, ее конические резиновые кольца входят в соответствующие протоки внутри ствола пакера, благодаря чему предотвращается движение пробки вверх от действия давления снизу. После посадки пробки бурильные трубы с переводником вращением вправо отсоединяют от пакера, который после затвердения тампонажной смеси разбуривается вместе с цементным мостом.
Применение пакеров при изоляции поглощающих пластов большой мощности или имеющих несколько интервалов поглощения не всегда обеспечивает высокое качество изоляционных работ, что приводит к неоднократным закачкам тампонажной смеси.
Для повышения эффективности изоляционных работ с использованием пакеров разработан способ, заключающийся в том, что тампонажную смесь закачивают непосредственно к подошве зоны поглощения через хвостовик, установленный против поглощающего пласта на всю его мощность и соединенный с пакером с помощью срезаемых шпилек.
Однако способ закачки смеси через хвостовик не позволяет оценить результат заливки без разбуривания цементного моста и, следовательно, решить вопрос о проведении повторной закачки смеси, если первой заливкой зона поглощения не изолирована.
Ниже описывается устройство, которое позволяет многократно цементировать зону поглощения и разбуривать цементный мост без подъема пакера (ТатНИПИнефть).
Общий вид устройства изображен на рис. 7.8. Оно состоит из гидравлического пакера и полого цилиндра 5, к нижнему концу которого с помощью муфты 12 присоединяется долото 13. Пакер включает в себя резиновый элемент с металлическими головками 3 è 7 и корпус 4 с клапанами 6 è 9. Обратный клапан 6 служит для подачи жидкости под резиновый элемент при разобщении скважины, а клапан 9 − для выхода жидкости из-под резинового элемента перед подъемом пакера из скважины. В исходном положении пакер фиксируется на цилиндре с помощью срезаемого штифта 8,
198
при этом отверстия À в цилиндре и корпусе пакера сообщаются между собой. Цилиндр сверху соединен с трубой 2, а снизу он имеет штуцер 11 для создания необходимого давления при установке пакера в скважине. Устройство соединяется с бурильными трубами посредством переводника 1.
Бурильные трубы с устройством спускают в скважину на такую глубину, чтобы пакер был расположен над кровлей зоны поглощения. При этом необходимо иметь в виду, что верхний конец бурильных труб должен быть соединен с ведущей трубой, причем ее нижняя часть должна входить в ротор для осуществления последующего вращения бурильной колонны при разбуривании цементного моста.
Резиновый элемент в скважине уплотняется давлением бурового раствора, закачиваемого в бурильные трубы. После установки пакера производят посадку бурильной колонны, при этом штифт 8 срезают, и цилиндр вместе с трубами и долотом перемещается вниз. Колонну опускают вниз до посадки переводника 1 на корпус 4, благодаря чему достигается герметизация кольцевого зазора между трубами 2 и корпусом пакера 4. При таком положении устройства цилиндр пакера с долотом должны быть расположены в подошве зоны поглощения или ниже нее, что достигается подбором длины трубы 2.
По окончании подготовительных работ скважина промывается, и в бурильные трубы через ведущую трубу закачивается тампонажная смесь которая, выходя из отверстий долота, заполняет ствол скважины и поглощающие каналы снизу вверх. После продавки смеси бурильная колонна приподнимается настолько, чтобы цилиндр пакера не дошел до корпуса на 20−30 см, и затем скважина промывается для удаления цементного раствора из подпакерной зоны во избежание прихвата инструмента во время ожидания затвердения цемента (ОЗЦ). После промывки колонна приподнимается в исходное положение, при котором проходной канал корпуса полностью перекрывается цилиндром пакера. Возвращение инструмента в исходное положение фиксируется упором штифта 10 в корпусе пакера 4.
Цементный мост разбуривается вращением колонны бурильных труб ротором, а циркуляция бурового раствора осуществляется по кольцевому зазору между корпусом 4 и трубой 2. После разбуривания цементного моста скважину опрессовывают и, если изоляция зоны поглощения не достигнута, ее вновь цементируют по описанной технологии.
По окончании изоляционных работ инструмент извлекают из скважины. При натяжке бурильных труб штифты 10 срезаются, и муфта 12 верхним торцом упирается в шток клапана 9, сжимая его пружину. Жидкость выходит из-под резинового элемента по каналу Â, пакер принимает транспортное положение и поднимается на поверхность.
Таким образом, перемещающийся цилиндр пакера вместе с трубой обеспечивает поступление смеси в зону поглощения снизу вверх, что повышает качество изоляции зоны поглощения, а долото позволяет разбурить цементный мост без подъема пакера из скважины и дополнительного спуска инструмента специально для разбуривания цементного моста.
199
7.4. ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ
Газонефтеводопроявления и грифонообразования − это серьезный вид осложнений при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, требующих длительных и дорогостоящих ремонтных работ. Бурение, особенно вскрытие продуктивного газового пласта, при некоторых обстоятельствах может привести к значительному поступлению флюида в скважину в процессе бурения и в заколонное пространство после цементирования. В некоторых случаях поступление флюида может перейти в газонефтеводопроявления с последующим развитием в грифоны, газовые или нефтяные фонтаны, наносящие огромный экономический ущерб. Особенно часты они при бурении газовых скважин с аномально высоким пластовым давлением (АВПД).
На ряде месторождений, в особенности с аномально высокими пластовыми давлениями, наблюдаются многочисленные случаи заколонных газонефтепроявлений после цементирования обсадных колонн.
Длительно действующие пропуски газа приводят к насыщению вышележащих пористых горизонтов.
Значительные затраты средств и времени на ликвидацию фонтанов, грифонов и проявлений могли бы быть значительно снижены или сведены к нулю при правильном установлении природы газонефтепроявлений, их причины, проведении ряда организационно-технических и профилактиче- ских мероприятий.
При эксплуатации газовых, газонефтяных, газоконденсатных и нефтяных месторождений часто наблюдаются случаи скопления газа между кондуктором (или промежуточной колонной) и эксплуатационной колонной.
Пути движения газа в эксплуатирующихся скважинах в основном те же, что и при цементировании или ОЗЦ скважин, выходящих из бурения. Правда, в первом случае можно было бы отметить и появление нарушений колонны вследствие их коррозии и разрушения цементного камня под действием суффозии и пластовых вод.
ПОСТУПЛЕНИЕ ГАЗА В СКВАЖИНУ ПРИ БУРЕНИИ, ПРИЗНАКИ ПРОЯВЛЕНИЙ
При бурении глубоких скважин нельзя исключить возможность газонефтеводопроявлений (ГНВП), которые являются одним из самых распространенных видов осложнений. ГНВП нередко заканчиваются нерегулируемыми фонтанами пластовых флюидов, что часто приводит к гибели скважин и оборудования, а также потерям углеводородного сырья.
Проникновение газа в буровой раствор вызывает изменение его свойств. Вязкость и статическое напряжение сдвига буровых (глинистых) растворов возрастают, что в значительной степени затрудняет проведение профилактических мероприятий по их дегазации. Поступление газа в скважину приводит к падению плотности буровых растворов.
Газовые выбросы далеко не всегда могут быть заметны в своем развитии. Падение противодавления на пласт происходит постепенно, без видимых на устье скважины изменений, и после наступления «неустойчивого равновесия» возможен выброс с последующей работой пласта без противодавления.
Отмечены случаи газирования бурового (глинистого) раствора во вре-
200
мя остановок скважины без промывки в течение более 1 ч, а также возникновения открытого фонтанирования скважин при подъеме инструмента.
Для предупреждения ГНВП повышают плотность бурового раствора из расчета, что давление его столба должно быть выше пластового. Нижний предел превышения забойным давлением пластового ограничен техниче- скими нормами, а верхний – нет. Опасаясь ГНВП, буровики, как правило, стараются не рисковать и чрезмерно утяжеляют буровой раствор. Принятие таких мер при проводке скважин приводит к снижению скорости их бурения, росту опасности возникновения прихватов бурильной колонны, поглощениям бурового раствора, закупорке коллекторов и, как следствие, к снижению эффективности геолого-поисковых и буровых работ, повышению их стоимости и другим негативным явлениям.
Поступление пластовых флюидов в ствол бурящейся скважины определенным образом отражается на гидравлических характеристиках циркуляционного потока и свойствах бурового раствора, выходящего из скважины. Возникающие при этом на поверхности сигналы или признаки проявлений обладают различной значимостью в зависимости от информативности, времени поступления и интенсивности притока флюида.
Практикой бурения установлены следующие признаки газонефтеводопроявлений:
увеличение объема (уровня) бурового раствора в емкостях циркуляционной системы;
повышение расхода (скорости) выходящего потока бурового раствора из скважины при неизменной подаче буровых насосов;
уменьшение против расчетного объема доливаемого в скважину бурового раствора при подъеме бурильной колонны;
увеличение против расчетного объема бурового раствора в приемной емкости при спуске бурильной колонны;
повышение газосодержания в буровом растворе; возрастание механической скорости бурения; изменение показателей свойств бурового раствора; изменение давления на буровых насосах.
Последние три признака могут возникать не только в результате проявлений, но и по другим косвенным причинам.
Устойчивое самопроизвольное увеличение механической скорости может служить признаком углубления скважины в зону АВПД с постоянным нарастанием порового давления в проходимых глинистых породах.
Резкое увеличение механической скорости, так называемый «скачок проходки», в переходной зоне свидетельствует, как правило, о быстром возрастании аномальности давления на забое. Такая ситуация может возникнуть в случае небольшой толщины переходной зоны, при непосредственной близости пластов-коллекторов с высоким давлением флюидов или в результате внедрения долота в высоконапорную залежь.
«Скачок проходки» при бурении следует рассматривать как признак возможного проявления. Такой подход оправдал себя во многих случаях как самая ранняя реакция на неуравновешенность давления на забое скважины.
Увеличение объема бурового раствора в приемных емкостях является прямым признаком притока в скважину пластового флюида.
Наиболее совершенные измерительные системы контролируют объем
201
(уровень) в приемных емкостях насосов и общий объем бурового раствора в запасных емкостях показывающими приборами с одновременной регистрацией. В аварийных ситуациях предусмотрена звуковая и световая сигнализация.
Минимальный объем флюида ∆Vmin (â ì3), поступившего в скважину, который может быть зафиксирован устройствами измерения уровня, определяется равенством
∆Vmin = εS.
где ε − абсолютная погрешность датчика уровнемера; S − площадь поверхности жидкости в приемных емкостях.
Точность реакции уровнемера, таким образом, зависит как от его чувствительности, как и от площади измеряемого уровня жидкости. Посредством изменения площади поверхности раствора можно менять минимальное значение регистрируемого объема проявления, как это показано на рис. 7.9. График построен с учетом применения в циркуляционной системе стандартных блоков емкостей с площадью 20 м2. Из графика можно видеть, что выключение из циркуляции отдельных приемных емкостей равнознач- но повышению эффективности уровнемера. Переключение блоков площадью 40 м2 íà áëîê 20 ì2 (выключение одной из двух используемых емкостей) равнозначно увеличению реакции устройства в 2 раза, а отключение одной из трех используемых при циркуляции емкостей эквивалентно повышению чувствительности системы в 1,5 раза.
Для своевременного обнаружения притока пластового флюида: изолируют приемную емкость, через которую ведется циркуляция, от
других; уменьшают поверхность приемной емкости установкой перегородки;
устанавливают исходный уровень бурового раствора после возобновления круговой циркуляции;
корректируют положение исходного уровня с учетом объема введенных добавок при обработке и утяжелении бурового раствора, интенсивного выпадения осадков или потерь раствора при его очистке и испарении;
переключают насосы, приемную емкость, перераспределяют объемы бурового раствора только с ведома бурильщика; останавливают процесс бурения для выполнения указанных работ, если бурят
в отложениях, содержащих сероводород. Разность объемных скоростей на входе и выходе из скважины измеряется дифференциальными расходомерами. На практике расход (скорость) выходящего потока бурового раствора контролируют с помощью индикатора потока, позволяю-
Рис. 7.9. Влияние площади S уровня жидкости и чувствительности уровня ε на регистрируемый
минимальный объем ∆V проявления:
1 − S = 20 ì2; 2 − S = 40 ì2; 3 − S = 60 ì
202
щего обнаружить начавшееся проявление при превышении расхода на выходе на 10 % и более.
Результаты измерения расхода потока на выходе необходимо сопоставить с данными измерений уровня приемных емкостей, поскольку повышение расхода раствора приводит к увеличению уровня в емкостях.
Условие обнаружения проявления с помощью расходомера может быть записано в виде
∆Qmin = δQmax/100,
где δ − относительная приведенная погрешность прибора, %; Qmax − максимальный расход раствора, л/с.
Эффективность обнаружения газопроявлений расходомером существенно зависит от подачи насосов. С увеличением подачи время обнаружения проявления при одном и том же притоке газа в скважину сокращается в соответствии с равенством
∆Q2 = n∆Q1,
ãäå ∆Q1, ∆Q2 − приращение расхода на выходе в некоторый момент соответственно при первой и второй подаче насоса, превышающей первую в n ðàç.
Насыщение бурового раствора газом может происходить по различ- ным причинам − как связанным, так и не связанным с недоуравновешенностью пластового давления в скважине.
При увеличении в буровом растворе содержания газа выше фонового следует принять меры по его дегазации и выявить причины его поступления.
Глины переходной зоны часто загазованы, и их разбуривание сопровождается поступлением в раствор газа. При этом газ может поступать как из выбуренной породы, так и из приствольной части массива, если в нем имеются пропластки повышенной песчанистости, линзы песка и другие локальные литологические разности, способные содержать флюиды под высоким давлением.
Признак проявления, т.е. поступления газа из окружающих пород вследствие недостатка противодавления со стороны скважины, – продолжающееся газирование раствора во время промывки после прекращения бурения. Кроме того, в этом случае наблюдается повышение газосодержания раствора в забойных пачках при прекращении циркуляции, например, для наращивания бурильной колонны. Это объясняется снижением давления на газирующий пласт и увеличением времени газирования забойной порции раствора. Такое присутствие газа не требует немедленного утяжеления бурового раствора.
Газ может поступать в раствор вместе с выбуренной породой при проходке газонасыщенных пластов и наличии запаса противодавления. В этом случае остановка бурения приводит к прекращению поступления газа в циркулирующий буровой раствор.
Часто выход газированного раствора наблюдается при восстановлении циркуляции после проведения cпускоподъемных операций. Причиной этого могут служить чрезмерное снижение давления во время подъема бурильной колонны и физико-химические превращения в буровом растворе, приводящие к поступлению определенного объема газа в скважину.
203
Наличие газа только в забойной пачке, наблюдаемое после спуска бурильной колонны и промывки, обычно не приводит к выбросу. Однако в случае снижения давления в бурильных трубах и расплескивания бурового раствора вымывать газовую пачку следует при закрытом устье через регулируемый дроссель.
Если отмечается поступление газа в буровой раствор, то содержание его должно постоянно контролироваться. Для этого могут быть использованы станции контроля за бурением или газокаротажные станции.
Плотность пластовых флюидов, поступающих во время проявления в скважину, ниже плотности бурового раствора. В связи с этим существовавший ранее баланс давлений в кольцевом пространстве и бурильных трубах нарушается. Особенно это характерно для газопроявлений. Но поскольку кольцевое пространство и бурильные трубы представляют систему сообщающихся сосудов, то происходит новое перераспределение давлений за счет снижения давления на буровых насосах.
Если в скважину поступил газ, то по мере его подъема высота столба увеличивается в результате расширения и давление на насосах постоянно снижается. Снижение давления в случае поступления большой массы газа может быть существенным.
При высоких значениях пластового давления и продуктивности пласта возможно не снижение, а повышение давления в бурильных трубах. Повышение давления в этих случаях возникает непосредственно в момент притока флюида и обусловлено быстрым изменением забойных условий и ростом гидродинамических сопротивлений в затрубном пространстве. Отмечается связь между увеличением давления на стояке в начальные моменты выброса и его интенсивностью.
Известно, что большинство газонефтеводопроявлений и выбросов связано со спускоподъемными операциями, во время которых снижается давление на забой и становится возможным поступление пластовых флюидов в скважину.
Во время подъема бурильной колонны забойное давление уменьшается в результате снижения уровня бурового раствора в скважине и колебаний гидродинамического давления, вызываемого движением труб.
Поступление флюида из пласта в процессе спускоподъемных операций своевременно обнаруживается при постоянном контроле за уровнем раствора в скважине, объемом доливаемого и вытесняемого бурового раствора в сопоставлении с объемом поднятых или спущенных труб.
Проявление, начавшееся в процессе подъема бурильной колонны, распознается по уменьшению объема бурового раствора, доливаемого в скважину, по сравнению с объемом металла бурильных труб, извлекаемых из скважины, и объемом бурового раствора, остающегося на внутренних стенках труб в виде пленки. Если для очистки труб не используют обтираторы, то следует учитывать и объем пленки на наружной поверхности труб. Не допускается уменьшение объема доливаемой жидкости по сравнению с контрольным более чем на 1 м3.
В процессе спуска бурильной или обсадной колонны признак проявления − увеличение объема бурового раствора в приемной емкости против расчетного объема вытеснения. Если вытесняемый объем превышает рас- четный и в скважине не прекращается перелив, то это свидетельствует о поступлении пластового флюида в ствол скважины. Объем вытесняемой жидкости при спуске труб можно контролировать по объему бурового рас-
204
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