Газонефтеводопроявления и грифонообразования

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 зако- лонное 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 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 профилактических ме­роприятий.

При эксплуатации газовых, газонефтяных, газоконденсат- ных 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.

К наиболее характерным осложнениям при бурении и эксплуатации газовых скважин, требующих незамедлительно­го ремонта, относятся следующие:

1. Насыщение бурового раствора газом в процессе буре­ния и (или) при остановке углубления скважины.

2. Межколонные газопроявления, связанные с негерметич­ностью резьбовых колонн (этот вид осложнений встречается и при эксплуатации скважин).

3. Заколонные (межколонные) каналообразования, связан­ные с физико-химическими процессами в кольцевом прост­ранстве, и поступление по ним газа.

4. Накопление газа в межтрубном (затрубном) пространст­ве.

5. Межколонные перетоки и насыщение газом вышеле­жащих пластов.

6. Грифонообразования (характерны и для эксплуатации скважин).

Каждое из названных осложнений может перерасти в от­крытые газовые (нефтяные) фонтаны, если вовремя не пред­принять меры или не провести ремонтные работы.

Выявление природы газопроявлений при бурении и после цементирования скважин, объяснение причин движения газа, объединение наблюдений и результатов экспериментов в еди­ную теорию представляют довольно сложную задачу.

В настоящем разделе предпринята попытка обобщить зна­чительный опыт отечественной и зарубежной практики по предупреждению и борьбе с газопроявлениями при бурении и креплении (при заканчивании) скважин с учетом специфичес­ких свойств газа.

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 р_за6 пластового р_пл . Систе­матизация причин ГНВП представлена на рис. 4.3.

Конечно, поступление флюидов из пласта в скважину при превышении забойным давлением пластового практически не может привести к созданию предвыбросовой ситуации.

Рис. 1 . Систематизация причин газонефтепроявлений при бурении сква­жин

Однако даже незначительное по объему поступление газа из пласта может привести к некоторому снижению забойного давления и возникновению опасности пожара при дегазации бурового раствора на устье. Вместе с тем подобные поступ­ления газа в буровой раствор при р_заб > р _пл очень часто дают повод для его утяжеления. Ниже рассмотрены причины по­ступления в буровой раствор пластовых флюидов и показана целесообразность немедленного утяжеления раствора при первых признаках ГНВП.

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-депрессионный 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. Каких-либо признаков поступления жидких флюидов вместе с выбуренной породой практически не отмечено.

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

где V_м — механическая скорость проходки, м/с; О — диаметр скважины, м; С₁ — содержание газа в породе, %; р_за6 , р_у — соответственно забойное и устьевое давления, МПа; О — объемная скорость потока бурового раствора в затрубном пространстве, м³ /с.

Данные о содержании газа в буровом растворе на выходе из скважины (р_у = 0,1 МПа) для условий бурения долотом диаметром 215,9 мм при подаче насосов 25-10^-3 м³ /с в поро­дах с открытой пористостью, равной 20 %, в зависимости от механической скорости проходки, представлены в табл. 1, где Др_за6 — снижение забойного давления; р_вых , р_исх — плот­ность бурового раствора на выходе из скважины и исход­ная — при подаче в скважину; ж — суммарный объем посту­пившего в течение 1 ч газа, приведенный к забойным услови­ям.

Видно, что при повышении механической скорости про­ходки за счет поступления газа с выбуренной породой плот­ность бурового раствора на выходе из скажины значительно снижается. Однако при этом почти не снижается забойное давление. Так, даже при 80%-ном содержании газа и р_за6 = = 100 МПа, последнее снижается всего на 2,7 МПа.

Таким образом, при ограничении механической скорости проходки надо исходить не из опасности снижения забойно­го давления, а из возможной подачи дегазационной установ­ки, а также необходимости предупреждения пульсаций буро­вого раствора на устье вследствие выхода пузырьков газа из скважины.

Чтобы представить себе объем газа, который может по­ступить из пласта с низкой проницаемостью при депрессии на пласт, рассмотрим следующий пример. Если предполо­жить, что поступление газа обусловлено депрессией, равной 1 МПа, и вскрыт газоносный пласт толщиной 0,1 м с прони­цаемостью 1-10"¹⁵ м² и контуром питания не более 10 м, то в течение 1 ч в скважину может поступить всего 0,2 м³ газа. Вполне очевидно, что поступление газа из

Т аб ли ц а 1

Изменение плотности бурового раствора при выходе его из скважин

низкопроницаемого пласта за счет депрессии будет существенно большим, чем поступление его с разбуренной породой даже при очень вы­соком показателе открытой пористости.

В связи с указанным вскрытие газоносных низкопроница­емых пластов малой толщины с репрессией считается пред­почтительным. При вскрытии с депрессией нефте- и водо­носных пластов с низкой проницаемостью поступление в раствор нефти или воды может быть не замечено, но рас­творенный в них газ будет газировать буровой раствор, а объем этого газа может быть сопоставим с объемами газа, поступающего с выносимой породой.

Расчеты показывают, что если в буровом растворе объе­мом 100 м³ есть 5—10 % нефти, то поступление 2 — 3 м³ неф­ти за время цикла циркуляции из пласта толщиной 1 м с проницаемостью (1—2)-10"¹⁴ м² не будет зафиксировано ни по показаниям плотномера, ни по данным центрифугирова­ния, а поступление 2 — 3 м³ пластовой воды, кроме того, практически не изменит показателя фильтрации раствора. Даже поступление 2 — 3 м³ рапы в буровой раствор, подготов­ленный для вскрытия рапопроявляющих пластов, не может быть обнаружено ни по показаниям плотномера, ни по зна­чению показателя фильтрации, ни по результатам замера вязкости. В то же время добавление 2 — 3 м³ жидкости к объ­ему циркулирующего раствора однозначно фиксируется с помощью уровнемера как поступление пластового флюида.

Учет известных факторов, способствующих переходу газа из породы в скважину при разбуривании газоносных гори­зонтов, сложен и пока не поддается точному определению. Однако с известными допущениями можно определить коли­чество газа, переходящее в скважину в процессе бурения.

Более точно объем газа, поступающий в скважину, может быть определен следующим образом. Очевидно, рассматрива­емое его количество прямо пропорционально скорости раз­буриваемого газового горизонта и объему выбуренной и об­валившейся породы: чем выше коэффициент кавернозности, тем больше попадает газа в скважину (пропорционально ква­драту диаметра вновь образованного ствола и высоте каверны).

Количество газа, попадающее при этом в единицу объема бурового раствора, обратно пропорционально его скорости циркуляции. При этом можно записать:

Здесь Q — количество газа, поступившего в единицу объ­ема бурового раствора при разбуривании пород в единицу времени; О — диаметр долота; К — коэффициент кавернозно­сти; V_м — механическая скорость бурения; у_р — скорость циркуляции глинистого раствора; п — коэффициент вскры­той пористости пород (он обычно меньше общей, но больше эффективной пористости); а — количество связанной в поро­дах воды; в — коэффициент проникновения фильтрата буро­вого раствора (воды) (он определяется как отношение скоро­сти V, проникновения фильтрата (воды) в породу на забое в направлении бурения к механической скорости V_м бурения если V_н > V_м , то поступление газа в скважину практиче­ски исключается (за вычетом невытесненного газа и газа, за­ключенного в части закрытых пор); ф _г , ф_н , ф_в — соответст­венно газо-, нефте и водонасыщение (доли пористого прост­ранства, занятые газом, нефтью, водой); V_н , V_в — объемы га­за, содержащегося в растворенном состоянии в единице объ­ема нефти или воды, приведенного к условиям (температуре и давлению) пласта; ф_н , V_н — растворенный и конденсирован­ный газ; В_г — объемный коэффициент газа, равный объему, занимаемому 1 м³ данного газа при температуре Т и давлении р пласта,

где г — коэффициент сжимаемости газа, равный отношению объема реального газа к объему идеального при одинаковых температуре и давлении.

При ф_г = 1 и ф_в = 0 формула (4.4) значительно упрощается.

Если пренебречь отклонениями от закона Генри при вы­соких давлениях, величины V_н и V_в для конкретной пластовой температуры можно приближенно определить по коэффици­ентам растворимости газов в нефти и воде и по пластовому давлению.

Пластовые флюиды в забойных условиях, попадая в буро­вой раствор, остаются практически в тех же агрегатных со­стояниях, в которых они пребывали в породах. При подъеме вместе с глинистым раствором в результате уменьшения дав­ления часть находившихся в состоянии конденсации углево­дородов начинает переходить в газообразное состояние.

Подсчитаем весьма ориентировочно количество газа, попа­дающее во время бурения газового объекта в скважину, при следующих допущениях: ф_г = 1; а = 0; в = 0.

Примем диаметр долота равным 254 мм, скорость пр ох од- ки 5 м/ч, объемную скорость циркуляции 30 л/с при п = = 25 %. Будем считать, что газ представлен метаном, коэф­фициент растворимости которого в воде составляет 0,03. Примем, что растворимость метана в глинистом растворе равна 0,03 (хотя она будет, несомненно, меньше вследствие минерализации пластовыми водами, наличия твердой фазы и т.д.).

Приблизительный расчет показывает, что при приведен­ных данных и допущениях количество поступившего в сква­жину газа составит 55 см³ за 1 ч. Если допустить, что поры пласта заполнены водой с растворенным в ней газом, коли­чество газа, поступившее в скважину, будет значительно меньше 16 см³ за 1 ч. Естественно, с уменьшением скорости проходки у_м в газовом горизонте до 2,5 м/ч скорость поступ­ления газа в последнем случае снизится до 8 см³ /ч.

При равномерной скорости проходки и известной подаче насосов можно определить снижение плотности бурового раствора на поверхности в результате одного цикла циркуля­ции.

На рис. 2 показано снижение плотности бурового рас­твора в зависимости от скорости проходки и подачи насосов (глубина скважины 1000 м) при начальной плотности раствора 1,2 г/см³ .

Часто газ попадает в скважину из глин.

Из формулы (1) следует, что количество поступающего в единицу времени газа пропорционально механической скоро­сти бурения.

Однако данные практики весьма противоречивы, и коли­чество газа в одних случаях больше, в других — меньше, х о- тя условия бурения примерно одинаковы. Так, по данным,

фильтрация газа в скважину при скорости бурения 6 м/ч почти не происходила и, наоборот, при скорости в 10 раз меньшей количество поступающего в скважину газа было большим. Согласно М.Л. Сургучеву, при малых скоростях бурения (0,75 — 1,50 м/ч) газ в растворе не был обнаружен.

Столь противоречивые данные объясняются тем, что в приведенных экспериментах количество поступающего в скважину газа мало зависело от скорости бурения.

Результаты повышения содержания газа в буровом рас­творе при увеличении скорости проходки в продуктивном газовом пласте следующие: долото диаметром 243 мм, объем­ная скорость циркуляции бурового раствора 30 л/с, порис­тость и коэффициент насыщения продуктивного горизонта соответственно составляют 20 и 0,8 %, пластовое давление 10,0 МПа.

Зависимость содержания газов С₂ — С₄ , образующихся из газоконденсатов, в восходящем потоке бурового раствора (Н.И. Легтев) от скорости бурения продуктивного пласта имеет следующий вид:

Содержание газов в буровом растворе, %........................ 2,1 8,6 17,2

Скорость бурения, м/ч.................................................... 3 12 24

Содержание газов С₂ — С₄ , приведенных к нормальным

условиям в буровом растворе, %...................................... 5,4 10,8 21,5

Скорость бурения, м/ч.................................................... 3 6 12

Е.М. Геллером получены данные по ряду месторождений, на скважинах которых проводился газовый каротаж. Для по­строения точек на газокаротажной диаграмме выбирался максимум, соответствующий максимуму одного из продук­тивных горизонтов. Фактическое содержание газа в растворе О определялось как среднее арифметическое из всех точек этого максимума. Привязка интервала к определенной глуби­не осуществлялась по электрокаротажу. Для этого интервала находились скорость бурения У_м и средняя подача насосов. Определяли количество кубических сантиметров газа, посту­пающего из выбуренных пород, на каждый литр бурового раствора, прошедшего через забой (рис. 3).

Полученная зависимость отношения фактического О и те­оретического О_п содержания газа (0/0_п ) от механической скорости бурения У_м характеризует действительный режим обогащения газом бурового раствора на забое бурящейся скважины.

Видно (см. рис. 3), что обогащение


29-04-2015, 01:02