Осложнения и аварии при бурении нефтегазовых скважин

ВВЕДЕНИЕ
В общем комплексе проблем разработки месторождений углеводородов важное место занимает начальная и текущая информация о параметрах пласта - сведения о продуктивных пластах, их строении и коллекторных свойствах, насыщающих флюидах, геолого-промысловых условиях, добычных возможностях скважин и др. Объем такой информации о параметрах пласта весьма обширен.Источниками сведений о параметрах пласта служат как прямые, так и косвенные методы, основанные на интерпретации результатов исследований скважин геолого-геофизических исследований, лабораторных изучений образцов породы (кернов, шлама) и проб пластовых флюидов при различных термобарических условиях (исследования РVТ, изучаемой физикой пласта), данных бурения скважин и специального моделирования процессов фильтрации ГДИС.Обработка и интерпретация результатов ГДИС связана с решением прямых и обратных задач подземной гидромеханики. Учитывая, что обратные задачи подземной гидромеханики не всегда имеют единственные решения, существенно отметить комплексный характер интерпретации данных ГДИС с широким использованием геолого-геофизических данных и результатов лабораторных исследований РVT [3].1 Общие понятияФлюиды – любые вещества, поведение которых при деформации может быть описано законами механики жидкостей. Термин введен в науку в 17 веке для обозначения гипотетических жидкостей, с помощью которых объясняли некоторые физические явления и образование горных пород. С развитием науки понятие «флюиды» изменилось. Реологическими игеологическими исследованиями доказано, что все реальные тела под действием длительных тангенциальных нагрузок ведут себя как жидкости. В геологических процессах, длительность которых измеряется миллионами лет, в качестве флюидов могут выступать не только газы, водные растворы, нефть, ил, магма, но и глины, соли, ангидриты, известняки и другие твердые вещества.Флюиды – это смесь углеводородных и неуглеводородных компонентов, находящихся в пластовых условиях в газовой или жидкой фазе.Флюиды, которые могут быть вскрыты в процессе строительства скважины, подразделяются на следующие типы: природные газы (в том числе и не углеводородные); газоканденсаты, нефтегазоканденсаты; нефть; газированные пластовые воды, минерализованные пластовые воды.Пластовые флюиды могут встречаться, как и в чистом виде так и в комбинированном, смешанным в различных пропорциях.Флюиды, входящие в состав газовой залежи, представлены газом и водой, нефтяная же залежь включает нефть, газ и воду. Каждый из этих флюидов встречается в различных пропорциях, достигая различной степени насыщения и может широко варьировать в составе и физических свойствах от залежи к залежи. Более того, физические свойства пластовых флюидов при высоких температурах и давлениях, которые наблюдаются в глубоко погруженных резервуарах, сильно отличаются от свойств тех же флюидов после извлечения их из недр или от свойств химически подобных флюидов в природных резервуарах, залегающих ближе к дневной поверхности. Основные физические свойства нефти и газа - их относительная несмешиваемость с водой и более низкая, чем у воды, плотность, позволяющая им всплывать в воде. Геология нефти и газа - это по существу геология флюидов.Вязкость пластовых флюидов следует рассматривать как физическую характеристику, от величины которой зависит фильтрация пластового флюида к скважине. Чем выше вязкость флюида, тем меньше скорость фильтрации, а, следовательно, меньше скорость притока флюида к скважине, что позволяет говорить.Способность растворяться в жидких флюидах или в буровом растворе имеет важное значение для характеристики газообразных пластовых флюидов особенно токсичных, так как это позволяет оценить их возможность появления на земной поверхности вместе с жидким флюидом или с буровым раствором при циркуляции. В этом случае возникает опасность их выделения из жидкого флюида или бурового раствора в результате снижения давления (от пластового до атмосферного).Если при бурении или эксплуатации существует вероятность контакта пластового флюида или бурового раствора с флюидами, имеющими в них хорошую растворимость, то фонтаноопасность такого технологического объекта скважины считается высокой [2,5].2 Приток пластового флюида в скважину в процессе буренияТеоретической основой подземного движения пластовых флюидов является теория фильтрации — наука, описывающая движение флюида в фильтрационной среде с позиций механики сплошных сред, т. е. гипотезы о неразрывности (или сплошности) потока. Фильтрация пластовых флюидов к забоям скважин осуществляется за счет энергии продуктивного пласта. Пластовые флюиды в пористой среде находятся в сжатом состоянии и под действием пластового давления перемещаются к забоям эксплуатационных (работающих) скважин, где давление будет меньше пластового.Движение жидкостей в фильтрационной среде (в нефтегазовом коллекторе) изучено и описывается законом Дарси, который называется линейным законом фильтрации. Данный закон устанавливает линейную взаимосвязь между потерей напора и объемным расходом жидкости, текущей в трубке, заполненной пористой средой. При поступлении флюида в ствол скважины и его дальнейшей миграции в закрытой скважине или подъёме к устью при правильно организованном вымыве необходимо обеспечить постоянство давления на проявляющий горизонт и отсутствие угрозы потери герметичности канала по стволу или на устье скважины (гидроразрыв, поглощение, нарушение колонны или устьевой обвязки). Эти требования обуславливают управляемость скважины и безопасность ведения работ с позиции предупреждения аварийной ситуации. Учитывая, что с ростом длины пачки (т.е. объёма поступившего флюида), давление в затрубном пространстве будет возрастать, т.е. увеличиваться разность показаний между затрубным и трубным манометрами, а также возрастёт величина давления в «голове» пачки при её прохождении любого сечения, поэтому необходимо дать величину предельного (критического) объёма поступившего флюида, при котором возможно управление скважиной без угрозы потери контроля и её перехода в аварийное состояние. Стабильное превышение пластового давления над давлением в скважине создает условия для непрерывного поступления пластового флюида в буровой раствор.Обнаружить и оценить приток пластового флюида можно по тем же признакам, по которым обнаруживается присутствие газированных пачек раствора в скважине, но описанные выше признаки носят явно выраженный и более однозначный характер.Безусловные признаки притока - непрерывное увеличение уровня раствора в емкостях и движение раствора в желобах при выключенной циркуляции. Если приток обусловлен вскрытием пласта с давлением, превышающим давление в скважине, то одновременно (или несколько раньше) с описанными признаками наблюдаются резкое повышение механической скорости проходки, характерное для вскрытия любого коллектора, и изменение крутящего момента на роторе.Приток пластового флюида в скважину в процессе бурения является наиболее опасной ситуацией и требует немедленной герметизации устья и утяжеления раствора, чтобы не допустить дальнейшего притока из пласта и ликвидировать проявление в начальной стадии, не допуская выброса.Испытание и опробование пластов в процессе бурения проводится в последовательности разбуривания перспективных горизонтов (метод «сверху вниз»).Испытание пластов после завершения строительства скважины проводится в крепленом (обсаженном) стволе в последовательности «снизу вверх» с учетом результатов испытания в открытом стволе. Поэтому обычно число объектов, испытываемых в колонне, меньше, чем при испытании в процессе бурения.Преимущества испытания пластов в процессе бурения заключаются в том, что данные о гидродинамических характеристиках пласта получаются более объективными, так как призабойная зона пласта еще интенсивно не загрязнена буровым и цементным растворами и на проведение исследований требуется меньшее время, чем на испытание в обсаженном стволе.Различают опробование и испытание продуктивных пластов. Опробование пластов обычно ограничивается отбором проб пластовых флюидов. Испытание пластов кроме отбора проб пластового флюида предусматривает гидродинамические исследования.Задачами испытания пластов являются: Оценка продуктивности объекта (пласта).Отбор проб пластовых флюидов для исследования.Оценка коллекторских свойств пласта.Оценка степени загрязнения призабойной зоны пласта. Сущность испытания пласта состоит в следующем.Изоляция пласта (или его участка) от остального разреза скважины.Создание депрессии на пласт и вызов притока пластового флюида.Регистрация изменения давления и притока пластового флюида на различных режимах отбора проб [1,4].3 Механизмы поступления флюидов пласта в ствол скважиныПри механическом углублении скважины в зоне залегания флюидосодержащей породы в результате ее разрушения происходит освобождение флюида, содержащегося до этого в пористом пространстве породы. Выделившийся из породы флюид поступает в БР, смешивается с ним или растворяется в нем.Гравитационное замещение пластового флюида БР возможно только при определенных условиях залегания пластов и их специфической геологической структуре. Пласты-коллекторы должны иметь преимущественно трещиноватую структуру с высокой степенью раскрытости трещин (свыше 1–2 мм) и большими углами падения пластов (более 10–15°). Обычно такие условия залегания пластов бывают приурочены к зонам тектонических нарушений.К процессам массообмена, которые могут служить причинами появления пластовых флюидов в стволе скважины, относятся диффузия и осмос.Диффузия– это молекулярное проникновение одного вещества в другое при их непосредственном контакте.При наличии разности концентраций любых веществ на границах сред происходит молекулярное проникновение этих веществ друг в друга и распространение зоны этого проникновения во времени. Процесс диффузии газа заключается в том, что он переходит из газового пласта в БР, в среду, где его концентрация меньше. Перемещение газа под действием разности концентраций называют диффузионным потоком газа. Диффузионный поток способствует выравниванию концентраций и после этого прекращается. Движущей силой диффузии является перепад парциальных давлений, т. е. различие в содержании газа в пласте и за его пределами. Со временем на некотором расстоянии от скважины в пласте накапливается проникший в пласт БР, который, создавая блокирующие зоны, препятствует прохождению газа к скважине.Процесс накопления флюида в скважине происходит весьма медленно и с течением времени имеет тенденцию к замедлению; процесс диффузии происходит непрерывно, так как выравнивание концентрации флюида в БР и в пласте практически невозможно (циркуляция БР, всплытие газа).Осмос – диффузия растворителя через полупроницаемую перегородку (мембрану), разделяющую два раствора разной концентрации и пропускающую только молекулы растворителя, но препятствующую прохождению частиц растворенного вещества. Сущность осмоса заключается в самопроизвольном переходе растворителя в раствор с большей концентрацией.При соприкосновении двух несмешивающихся жидкостей в узком канале – капилляре, возникает искривление границы их раздела – менисков. У жидкости, хорошо смачивающей стенки канала, мениск вогнутый, у плохо смачивающей – выпуклый. При этом на границе раздела жидкостей (фаз) возникает капиллярное давление, направленное в сторону жидкости, имеющей худшую смачивающую способность. Это давление бывает настолько существенным, что может служить движущей силой, продвигающей жидкость, обладающую более высокой смачивающей способностью, по капилляру, вытесняя жидкость, обладающую меньшей смачивающей способностью [1,5].4 Исследования флюидов в стволе скважиныСведения о составе жидкостей и газа, поступающих в скважину, необходимы для более точной интерпретации данных расходометрии, а в конечном счете – для повышения эффективности разработки месторождений нефти и газа. Флюиды, которые заполняют стволы работающих или остановленных эксплуатационных скважин, представляют собой смеси нефти, газа, воды и глинистого раствора с преобладанием того или иного компонента. Для водонефтяной и газоводяной смесей характерны две основные структуры потока: гидрофильная смесь (нефть или газ диспергированы в виде капель или пузырьков в воде) и гидрофобная смесь (вода рассеяна в нефти или газе). Промежуточная структура названа инверсионной.При эксплуатации объектов большой мощности часто встречаются с избирательным обводнением отдельных прослоев. В этих случаях интервалы поступления воды могут быть обнаружены по изменению состава флюида по стволу скважины. Зная соотношения воды, нефти и газа в скважинном флюиде можно определить границы нефтеводоразделов, интервалов разгазирования и места поступления воды через дефекты в колонне.Исследование флюидов в стволе скважины в основном проводят методами электрометрии, включающими резистивиметрию и влагометрию, радиоактивные методы (гамма-плотностемер) и термометрии.Резистивиметрия скважины заключается в измерении электрического сопротивления жидкости, заполняющей скважину. Чаще всего с помощью резистивиметра определяют место притока воды в скважину и распознавания типа движущейся в стволе скважины смеси – гидрофильной (нефть в воде) или гидрофобной (вода в нефти). Главное назначение резистивиметрии – установление ВНК по резкому увеличению удельного сопротивления при переходе прибора от воды к нефти.Резистивиметрия позволяет по величине удельного электрического сопротивления различать в стволе скважины нефть, газ, воду и их смеси. Различают смеси гидрофильные (нефть присутствует в воде в виде капель или отдельных слоев) и гидрофобные (вода в нефти содержиться в виде капель).Для получения кривой удельного электрического сопротивления флюида по стволу скважины используются разистивиметры двух типов — индукционный и одноэлектродный па постоянном токе. Индукционный резистивиметр представляет собой две тороидальные катушки, одна из которых является генераторной и возбуждает в исследуемой среде вихревые токи частотой 100 кГц, а другая – измерительная.Индукционный резистивиметр позволяет измерять электропроводность жидкости от 0,1 до 30 См/м, с погрешностью не более 5 %. Максимальная рабочая температура 100 °С, давление 30 МПа, диаметр прибора 36 мм, длина 1270 мм.Одноэлектродный резистивиметр работает по принципу токового метода и используется лишь для качественного определения изменения сопротивления смеси в скважине. Граница перехода от воды к нефти или от гидрофильной смеси к гидрофобной отмечается на кривой резистивиметрии резким скачком величины сопротивленияВлагометрия дает возможность определять состав флюидов в стволе скважины по величине их диэлектрической проницаемости, поскольку диэлектрическая проницаемость воды гораздо больше диэлектрической проницаемости нефти и газа. Диэлектрическая проницаемость флюидов измеряется скважинными приборами – влагомерами типа ВГД.Для гидрофильной смеси характерно низкое электрическое сопротивление, близкое к сопротивлению чистой воды, для гидрофобной — весьма высокое, сравнимое с сопротивлением нефти.Переходное течение флюидов (гидрофильная смесь к гидрофобной или наоборот) фиксируется промежуточными значениями проводимости между нефтью и водой, кривая изрезана.Измерение удельного сопротивления жидкости в колонне действующей скважины для контроля за обводнением следует рассматривать как вспомогательный метод.Плотнометрия - метод ГГМ-П в его селективной модификации позволяет устанавливать состав и содержание флюидов в стволе скважины на основе изучения их плотности.Разработаны два способа определения плотности жидкости: ГГП-П – изменению интенсивности гамма-излучения после прохождения гамма-квантов через слой жидкости, находящейся между источником и детектором гамма-излучени, и ГГП-Р – по рассеянию гамма-квантов окружающей прибор жидкостью.Модификацию ГГП-П наиболее часто используют в практике, с ее помощью детально изучают плотность смеси между источником и детектором, а метод ГГП-Р определяют среднюю плотность смеси по всему сечению колонны.Кислородный метод дает возможность оценивать состав флюидов в колонне и затрубном пространстве по результатам регистрации жесткого гамма-излучения активированных ядер кислорода быстрыми нейтронами в изучаемых средах [3,6].5 Оценка вида поступившего флюидаВид пластового флюида (нефть, газ, вода), поступающего в скважину, можно определить по ряду косвенных признаков при подходе пачки к устью и выходе ее из затрубья.Плавное и непрерывное изменение параметров (снижение давления, увеличение уровня в емкости, снижение плотности и повышение газосодержания раствора на выходе, увеличение потока) свидетельствует о поступлении жидкого флюида (нефти или воды). Газирование раствора дает нестабильную, но более яркую картину всех аномалий, и на всех кривых на фоне описанных изменений наблюдаются колебания. Особенно ярко эти колебания выражены на кривых потока (запись напоминает пилообразную кривую с широкой амплитудой) и плотности (разброс значений в больших пределах) при выходе газа на поверхность. Снижение температуры раствора на выходе или темпа ее повышения характерно только для выхода газовых пачек, чистый жидкий флюид дает рост температуры.Выход на поверхность нефти и газа повышает удельное электрическое сопротивление раствора, а поступление минерализованной пластовой (особенно высокоминерализованной) воды дает противоположную картину - наблюдается резкое снижение сопротивления. Если же в раствор поступил рассол или рапа, то на выходе возможно появление раствора с нарушенной неоднородной структурой [2,6].6 Причины поступления пластового флюида в ствол скважиныПоступление пластового флюида в ствол скважины обуславливается перепадом давления в пластовых коллекторах и скважине, т.е. снижение давления в стволе скважины. Это может происходить вследствие следующих причин:снижение давления столба промывочной жидкости ниже величины пластового давления вскрытого продуктивного пласта;ведение подъема НКТ без долива скважины или при недостаточном его объеме;нарушение технологии глушения скважины;уменьшение удельного веса жидкости в скважине при длительных перерывах и остановках в работе за счет поступления газа или нефти из пласта в жидкость глушения;заполнение скважины перед прострелочными или геофизическими работами промывочной жидкостью, параметры которой не соответствуют геолого-техническому наряду или плану работ;не проведение периодических операций по циркуляции раствора при спущенных НКТ во время длительных простоев и перерывов в работе;недостаточная плотность раствора вследствие ошибки при составлении плана работ, недостоверные данные пластового давления, указанные в план заказе или несоблюдение параметров раствора бригадой ПРС (подготовки);поглощение жидкости, находящейся в скважине [3,4].
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
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. На ряде месторождений, в особенности с аномально высокими пластовыми давлениями, наблюдаются многочисленные случаи заколонных газонефтепроявлений после цементирования обсадных колонн.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Битнер, А. К. Методы исследования пород-коллекторов и флюидов : учебное пособие / А. К. Битнер, Е. В. Прокатень. — Красноярск : СФУ, 2018. — 224 с.Дмитриев, А. Ю. Ремонт нефтяных и газовых скважин : учебное пособие / А. Ю. Дмитриев, В. С. Хорев. — Томск : ТПУ, 2016. — 272 с. Предеин, А. П. Осложнения и аварии при строительстве нефтяных и газовых скважин : учебное пособие / А. П. Предеин. — Пермь : ПНИПУ, 2014. — 381 сРаспопов, А. В. Проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений : учебное пособие / А. В. Распопов, В. А. Мордвинов. — Пермь : ПНИПУ, 2010. — 87 с.Серебряков, А. О. Экологическое и геологическое моделирование месторождений : монография / А. О. Серебряков, О. И. Серебряков. — Санкт-Петербург : Лань, 2019. — 356 с. Чернышов, С. Е. Крепление, испытание и освоение скважин при разработке нефтяных месторождений : учебное пособие / С. Е. Чернышов, М. С. Турбаков. — Пермь : ПНИПУ, 2011. — 232 с.