Газонафтоводопроявів і гріфонообразованія - це серйозний вид ускладнень при бурінні і екс-плуатації нафтових і газових свердловин, які потребують дли-них і дорогих ремонтних робіт. Буріння, осо-бенно розтин продуктивного газового пласта, при некото-яких обставин може привести до значного по-дження флюїду в свердловину в процесі буріння і в зако- лонное простір після цементування. У деяких випадках надходження флюїду може перейти в газонефтево-допроявленія з подальшим розвитком в грифони, газові або нафтові фонтани, завдають величезний еко-кий збиток. Особливо популярні вони при бурінні газових сква-жін з АВПД.
На ряді родовищ, особливо з аномально ви-сокімі пластовими тисками, спостерігаються численний-ні випадки заколонних газонефтепроявленій після цементи-вання обсадних колон.
Довготривалі пропуски газу призводять до наси-щення верхніх пористих горизонтів.
Значні витрати коштів і часу на ліквідацію фонтанів, грифонів і проявів могли б бути значною але знижені або зведені до нуля при правильному встановлен-ванні природи газонефтепроявленій, їх причини, проведенні ряду організаційно-технічних і профілактичних ме-роприятий.
При експлуатації газових, газонафтових, газоконденсат- них і нафтових родовищ часто спостерігаються випадки скупчення газу між кондуктором (або проміжної колоною) і експлуатаційної колоною.
Шляхи руху газу в експлуатуються свердловинах в основному ті ж, що і при цементуванні або ОЗЦ сква-жін, що виходять з буріння. Правда, в першому випадку можна було б відзначити і поява порушень колони вследст-віє їх корозії і руйнування цементного каменю під дію-Вієм суффозии і пластових вод.
До найбільш характерних ускладнень при бурінні і експлуатації газових свердловин, які потребують негайно-го ремонту, відносяться наступні:
1. Насичення бурового розчину газом в процесі бурі-ня і (або) при зупинці поглиблення свердловини.
2. Міжколонні газопроявления, пов'язані з негерметічен-ністю різьбових колон (цей вид ускладнень зустрічається і при експлуатації свердловин).
3. заколонних (міжколонного) каналообразования, пов'язаний-ні з фізико-хімічними процесами в кільцевому простий-ранство, і надходження по ним газу.
4. Накопичення газу в міжтрубному (затрубному) просторі-ве.
5. Міжколонні перетоки і насичення газом вийшов-службовців пластів.
6. гріфонообразованія (характерні і для експлуатації свердловин).
Кожне з названих ускладнень може перерости в від-криті газові (нафтові) фонтани, якщо вчасно не перед- вжити заходів або не провести ремонтні роботи.
Виявлення природи газопроявлень при бурінні і після цементування свердловин, пояснення причин руху газу, об'єднання спостережень і результатів експериментів в оди-ву теорію представляють досить складну задачу.
У цьому розділі зроблена спроба узагальнити зна-ве досвід вітчизняної і зарубіжної практики щодо попередження та боротьби з газопроявления при бурінні і кріпленні (при заканчіваніі) свердловин з урахуванням специфічні-ких властивостей газу.
ПРИЧИНИ НАДХОДЖЕННЯ пластових флюїдів в свердловині при бурінні
В процесі проводки свердловини пластові флюїди постійно надходять в свердловину, в тому числі при перевищенні забійним тиском рза6 пластового рпл. Систе-мотузці причин ГНВП представлена на рис. 4.3.
Звичайно, надходження флюїдів з пласта в свердловину при перевищенні забійним тиском пластового практично не може привести до створення предвибросовой ситуації.
Рис.1. Систематизація причин газонефтепроявленій при бурінні сква-жін
Однак навіть незначне за обсягом надходження газу з пласта може привести до деякого зниження забійного тиску і виникненню небезпеки пожежі при дегазації бурового розчину на гирлі. Разом з тим подібні поступ-лення газу в буровий розчин при рзаб> рпл дуже часто дають привід для його обважнення. Нижче розглянуті причини по-дження в буровий розчин пластових флюїдів і показана доцільність негайного обважнення розчину при перших ознаках ГНВП.
Причинами надходження пластових флюїдів в свердловину можуть бути: капілярний перетікання; перетік за рахунок осмо-са; надходження пластового флюїду з вибуренной і проваленим породою; гравітаційне заміщення; дифузія газу; Контракційна і фільтраційно-депресійний еф-дефекти.
Капілярний перетікання. Обумовлений капілярним протидії струмом під час вступу фільтрату розчину в пласт. Однак надходження флюїдів в свердловину за рахунок капілярного пере-струму настільки незначний, що не може бути помічено. Кро-ме того, перетік може виникнути при наявності порових каналів діаметром до 1 мкм, капілярний тиск в кото-яких здатне витіснити нафту або газ з пласта в скважена-ну. У каналах більшого діаметра капілярні сили занадто малі, і флюїди відтісняються по ним фільтратом бурового розчину в глиб пласта.
Перетікання за рахунок осмосу. При осмотическом перетікання флюїдів через напівпроникну перегородку (в даному слу-чаї - фільтраційна кірка) не відбувається істотного накопичення пластового флюїду в стовбурі свердловини, яке могло б бути відмічено на поверхні.
Надходження пластового флюїду з вибуренной і обвалив-шейся породою. Коли буровий розчин потрапляє на свіжу поверхню породи, тільки що розкритої долотом, то за той короткий проміжок, за яким слід новий зріз породи долотом, фільтрат бурового розчину не встигає витіснити пластові флюїди з відкрилися пір і тріщин і проштовхнути їх в пласт. Таким чином, уламки вибу-ренной породи, що виносяться розчином на поверхню, з-тримають пластові флюїди.
В результаті численних спостережень встановлено, що при розбурюванні газосодержащіх порід підвищення механічної швидкості проходки призводить до збільшення вмісту газу в буровому розчині. Будь-яких ознак надходження рідких флюїдів разом з вибуренной породою практично не відмічено.
Дані про зміст газу в буровому розчині на виході зі свердловини (ру = 0,1 МПа) для умов буріння долотом діаметром 215,9 мм при подачі насосів 25-10 -3 м 3 / с в поро-дах з відкритою пористістю, що дорівнює 20 %, в залежності від механічної швидкості проходки, представлені в табл. 1, де Дрза6 - зниження забійного тиску; вих. рісх - пліт-ність бурового розчину на виході зі свердловини і результат-ва - при подачі в свердловину; ж - сумарний обсяг посту-пив протягом 1 год газу, приведений до забійним умов-ям.
Видно, що при підвищенні механічної швидкості про- ходки за рахунок надходження газу з вибуренной породою пліт-ність бурового розчину на виході з Скажінние значно знижується. Однак при цьому майже не знижується забійні тиск. Так, навіть при 80% -му вмісті газу і рза6 = = 100 МПа, останнім знижується всього на 2,7 МПа.
Таким чином, при обмеженні механічної швидкості проходки треба виходити не з небезпеки зниження забійно-го тиску, а з можливої подачі системи дегазації установ-ки, а також необхідності попередження пульсацій буро-вого розчину на гирлі внаслідок виходу бульбашок газу зі свердловини.
Щоб уявити собі обсяг газу, який може по-ступити з пласта з низькою проникністю при депресії на пласт, розглянемо наступний приклад. Якщо предпол-жити, що надходження газу обумовлено депресією, яка дорівнює 1 МПа, і розкритий газоносний пласт товщиною 0,1 м з прони-кливість 1-10 "15 м 2 і контуром харчування не більше 10 м, то протягом 1 год в свердловину може надійти всього 0,2 м 3 газу. Цілком очевидно, що надходження газу з
Зміна щільності бурового розчину при виході його з свердловин
нізкопроніцаемие пласта за рахунок депресії буде істотно більшим, ніж надходження його з разбуренной породою навіть при дуже ви-соком показнику відкритої пористості.
У зв'язку з зазначеним розтин газоносних нізкопроніца-ваних пластів малої товщини з репресією вважається пред-шанобливим. При розтині з депресією нафто- і водо-носних пластів з низькою проникністю надходження в розчин нафти або води може бути не помічено, але рас-творіння в них газ буде газувати буровий розчин, а обсяг цього газу може бути порівнянний з обсягами газу, що надходить з виноситься породою.
Розрахунки показують, що якщо в буровому розчині обсягів по-мом 100 м 3 є 5-10% нафти, то надходження 2 - 3 м 3 нафти за час циклу циркуляції з пласта товщиною 1 м з проникністю (1-2) -10 " 14 м 2 цієї статті не буде зафіксовано ні за показаннями плотномера, ні за даними центріфугірова-ня, а надходження 2 - 3 м 3 пластової води, крім того, практично не змінить показника фільтрації розчину. Навіть надходження 2 - 3 м 3 ропи в буровий розчин, підготов-ний для розтину рапопроявляющіх пластів, не може бути виявлено ні за показаннями плотномера, ні по зна-ню показника фільтрації, ні за результатами виміру в'язкості. У той же час додавання 2 - 3 м 3 рідини до об'єк-йому циркулюючого розчину однозначно фіксується за допомогою рівнеміра як надходження пластового флюїду.
Облік відомих чинників, що сприяють переходу газу з породи в свердловину при розбурюванні газоносних гори-парасоль, складний і поки не піддається точному визначенню. Однак з відомими допущеннями можна визначити кіль-кість газу, що переходить в свердловину в процесі буріння.
Більш точно обсяг газу, що надходить в свердловину, може бути визначений таким чином. Очевидно, рассматрива-емое його кількість прямо пропорційно швидкості раз-буріваемого газового горизонту і обсягом вибуренной і про-валівшейся породи: чим вище коефіцієнт кавернозному, тим більше потрапляє газу в свердловину (пропорційно ква-битися діаметра новоутвореного стовбура і висоті каверни).
Кількість газу, що потрапляє при цьому в одиниці об'єму бурового розчину, обернено пропорційно його швидкості циркуляції. При цьому можна записати:
Тут Q - кількість газу, що надійшов в одиницю об'єк-ема бурового розчину при розбурюванні порід в одиницю часу; Про - діаметр долота; К - коефіцієнт кавернозно-сті; Vм - механічна швидкість буріння; ур - швидкість циркуляції глинистого розчину; п - коефіцієнт вскри-тій пористості порід (він зазвичай менша, ніж загальна, але більше ефективної пористості); а - кількість зв'язаної в поро-дах води; в - коефіцієнт проникнення фільтрату буро-вого розчину (води) (він визначається як відношення швидкості V, проникнення фільтрату (води) в породу на забої в напрямку буріння до механічної швидкості Vм буріння якщо Vн> Vм, то надходження газу в свердловину практиче скі виключається (за вирахуванням невитесненного газу і газу, за-ключення в частині закритих пор); ф р фн. ФВ - відпо-венно газо-, нафто- і водонасичення (частки пористого простий-ранства, зайняті газом, нафтою, водою) ; Vн. Vв - обсяги га-за, що міститься в розчиненому стані в одиниці б'-ема нафти або води, приведеного до умов (температурі і тиску) пласта; фн, Vн - розчинений і конденсованих-ний газ; Вг - об'ємний коефіцієнт газу, що дорівнює об'єму, займаного 1 м 3 даного газу при температурі Т і тиску р пласта ,
де г - коефіцієнт стисливості газу, що дорівнює відношенню обсягу реального газу до обсягу ідеального при однакових температурі і тиску.
При фг = 1 і ФВ = 0 формула (4.4) значно спрощується.
Якщо знехтувати відхиленнями від закону Генрі при ви-соких тисках, величини Vн і Vв для конкретної пластової температури можна наближено визначити за коеффіці-ентам розчинності газів в нафти і воді і по пластовому тиску.
Пластові флюїди в забійних умовах, потрапляючи в буро-вої розчин, залишаються практично в тих же агрегатних со-стояння, в яких вони перебували в породах. При підйомі разом з глинистим розчином в результаті зменшення давши-лення частина знаходилися в стані конденсації углево-дородов починає переходити в газоподібний стан.
Підрахуємо вельми орієнтовно кількість газу, попа-дає під час буріння газової об'єкта в свердловину, при наступних припущеннях: фг = 1; а = 0; в = 0.
Приймемо діаметр долота рівним 254 мм, швидкість тощо ох од- ки 5 м / ч, об'ємну швидкість циркуляції 30 л / с при п = = 25%. Будемо вважати, що газ представлений метаном, коеф-фициент розчинності якого в воді становить 0,03. Приймемо, що розчинність метану в глинистому розчині дорівнює 0,03 (хоча вона буде, безсумнівно, менше внаслідок мінералізації пластовими водами, наявності твердої фази і т.д.).
Приблизний розрахунок показує, що при наведено-них даних і припущеннях кількість надходження в свердловину газу складе 55 см 3 за 1 год. Якщо допустити, що пори пласта заповнені водою з розчиненим у ній газом, кількість газу, яке надійшло в свердловину, буде значно менше 16 см 3 за 1 год. Природно, зі зменшенням швидкості проходки розум в газовому горизонті до 2,5 м / ч швидкість поступ-лення газу в останньому випадку знизиться до 8 см 3 / ч.
При рівномірній швидкості проходки і відомої подачі насосів можна визначити зниження щільності бурового розчину на поверхні в результаті одного циклу циркуля-ції.
На рис. 2 показано зниження щільності бурового розчину в залежності від швидкості проходки і подачі насосів (глибина свердловини 1000 м) при початковій щільності розчину 1,2 г / см 3.
Часто газ потрапляє в свердловину з глин.
З формули (1) випливає, що кількість що надходить в одиницю часу газу пропорційно механічної скоро-сті буріння.
Однак дані практики вельми суперечливі, і кіль-кість газу в одних випадках більше, в інших - менше, х о- тя умови буріння приблизно однакові. Так, за даними,
Мал. 2. Графік зміни щільності бурового розчину в залежності від механічні-кой швидкості буріння і по-дачі насосів, л / с: 1 - 30; 2 - 20; 3 - 10; 4 - 5; 5 - 2
фільтрація газу в свердловину при швидкості буріння 6 м / ч майже не відбувалася і, навпаки, при швидкості в 10 разів меншою кількість що надходить в свердловину газу було великим. Згідно М.Л. СУРГУЧЕВА, при малих швидкостях буріння (0,75 - 1,50 м / ч) газ в розчині ні виявлено.
Настільки суперечливі дані пояснюються тим, що в наведених експериментах кількість що надходить в свердловину газу мало залежало від швидкості буріння.
Результати підвищення вмісту газу в буровому рас-творе при збільшенні швидкості проходки в продуктивному газовому пласті наступні: долото діаметром 243 мм, обсяг-ва швидкість циркуляції бурового розчину 30 л / с, поріс тости і коефіцієнт насичення продуктивного горизонту відповідно становлять 20 і 0, 8%, пластовий тиск 10,0 МПа.
Залежність змісту газів С2 - С4. утворюються з газоконденсату, в висхідному потоці бурового розчину (Н.І. Легтев) від швидкості буріння продуктивного пласта має наступний вигляд:
Швидкість буріння, м / ч. 3 12 24
умовами в буровому розчині,%. 5,4 10,8 21,5
Швидкість буріння, м / ч. 3 6 12
Отримана залежність ставлення фактичного О і те-оретіческого Оп змісту газу (0 / 0п) від механічної швидкості буріння Розум характеризує дійсний режим збагачення газом бурового розчину на забої буря свердловини.
Видно (див. Рис. 3), що збагачення бурового розчину відбувається не тільки за рахунок попадання газу з розбурених
Елшанка: 1 - башкирський ярус, верхня частина; 2 - вугленосна свита; 3 - Ве-рейскій горизонт; 4 - башкирський ярус, нижня частина;
Піщаний Умет: 5 - башкирський ярус, нижня частина; 6 - вугленосна свита; 7 - Турнейскій ярус;
Соколова гора: 8 - башкирський ярус, нижня частина; 9 - пашійского свита; 10 - жіветского ярус
Припущення про те, що на практиці може створюватися ситуація, при якій рза6> рпл. і при цьому значно зростає швидкість гравітаційного заміщення, невірно, тому що в таких умовах виникають поглинання бурового-го розчину.
Ваш сайт дуже корисний! Зроби паузу, студент, ось розважся: Диплом - це документ, що підтверджує що від вас нарешті позбулися. До речі, анекдот узятий з chatanekdotov.ru