Причины рапо-, нефте-, и газопроявлений при бурении скважин на утяжеленных буровых растворах



Дата09.08.2019
Размер436 Kb.
#127537



Причины рапо-, нефте-, и газопроявлений при бурении скважин на утяжеленных буровых растворах

Старощук А.В.

Астраханский государственный технический университет
Месторождения нефти и газа характеризуются различными горно-геологическими условиями залегания пластов, разделённых между собой неустойчивыми и поглощающими горизонтами, имеющими пластовые давления от нормальных до аномальных, что требует постоянного регулирования плотности бурового раствора и его реологических свойств.

В процессе бурения скважин часто возникают поглощения бурового раствора, связанные с раскрытием трещин пласта еще до того, как забойное давление станет равным давлению гидроразрыва пород. В основном это происходит при бурении глинистых толщ и солевых отложений. Незнание данного явления приводит не только к неоправданным потерям бурового раствора, но иногда и к неожиданным газонефте- и рапопроявлениям.

Применение буровых растворов, имеющих постоянную плотность при большой протяжённости открытого ствола, приводит в приствольной зоне, особенно в нижней части скважины, к дополнительным напряжениям, достигающим давлений раскрытия и образования новых трещин и создающим в них наведённые давления.

О наведённом давлении почти нет публикаций. Чаще всего о его существовании судят по результатам испытаний пластов в процессе бурения скважины с применением пластоиспытателей.

Для примера могут служить результаты испытаний, проведённых в 1975-76 гг. с применением пластоиспытателей МИГ-80 в объединении «Грознефть», они показали ограниченность пласта по размерам, подтверждаемым данными изменения статического давления в конце каждого закрытого периода. Так, в скважине 253 на площади Октябрьская испытывали проявляющий пласт в интервале 4895-4896 м.

Первое испытание было проведено в два цикла. В процессе испытания был получен газ. Во время второго открытого периода наблюдалось снижение давления в трубах, что было вызвано вытеснением заполняющей трубы жидкости из труб малого диаметра в трубы большого диаметра.

Во время второго закрытого периода величина восстановления давления оказалась меньше, чем во время первого. Пластовые давления, определённые по первой и второй КВД, составили соответственно 61,9 и 58,3 МПа.

Результаты испытания были подвергнуты сомнению. Испытание решили повторить, что было сделано через 7 сут. после дополнительной подготовки скважины. Для получения более достоверных данных общее время испытания увеличили до 15 ч 25 мин. За это время чередовали три открытых и три закрытых периода. Был получен приток газа, ставший очень интенсивным через 80 мин. Оба манометра, установленные в хвостовике, зарегистрировали одинаковые диаграммы давления.

Результаты интерпретации в отношении пластового давления оказались аналогичными. По трем КВД определили, что пластовые давления составляют соответственно 62,0; 58,9 и 53,5 МПа. (рис.1)


Рис.1. Результаты испытания пласта


в интервале 4 895–4 896 м скважины 253 Октябрьской
В связи с тем, что статическое давление в конце каждого закрытого периода снижалось, был сделан вывод о том, что пласт ограничен по размерам.

Таким образом, при вскрытии порово-трещинных пластов, имеющих раскрытость трещин менее 1 мм, превышение забойного давления над пластовым может вызвать и поглощение, и проявление.

Осложнения возникают каждый раз при вскрытии газонефтеводонасыщенных коллекторов трещинного типа или при гидроразрыве горных пород и обусловлены гравитационным замещением пластового флюида тяжелым буровым раствором. Чаще всего это происходит при бурении глубоких и сверхглубоких разведочных скважин, когда пластовые давления неизвестны. В практике бурения этих скважин развитие осложнений начинается также с частичного поглощения бурового раствора, сопровождаемого появлением пластового флюида на устье.

Начавшееся проявление воспринимается как сигнал к неоправданному повышению плотности бурового раствора. Это мероприятие приводит к еще большим осложнениям в результате чего либо скважину ликвидируют, либо эксплуатационные объекты кольматируются буровым раствором настолько, что при освоении скважины, они оказываются “сухими”.[1]

Вышеизложенное подтверждается практикой бурения нефтяных и газовых скважин и борьбы с осложнениями, связанными со вскрытием различных коллекторов находящихся в различных термодинамических условиях и горных пород, склонных к осыпям и кавернообразованию. Явления осыпей и кавернообразования обычно связывают с набуханием глинистых пород, на которое еще в 50-х годах прошлого столетия обратил внимание В.С.Баранов. [2] Для предотвращения данного явления на буровых начали применять буровые растворы с низкой или нулевой водоотдачей, растворы, имеющие химический состав фильтрата, инертного по отношению к глинистым и солевым отложениям. Однако, несмотря на применение подобных буровых растворов, в практике бурения продолжают иметь место прихваты бурового инструмента, которые связывают с осыпями и обвалами глин. Поэтому для осуществления эффективного бурения нужно знать предельно допустимую плотность бурового раствора, при которой давление на забое не будет превышать давление начала раскрытия трещин. Это давление на забое в практике бурения скважин называют давлением «утечки». Последнее определяют в основном после спуска промежуточных колонн, их цементирования и вскрытия горных пород на глубину от 20 до 50 м. Обычно этот интервал бурения рассматривают как участок пород, склонный к раскрытию трещин, в которые может проникать буровой раствор, вследствие чего вышележащий разрез перекрывают обсадной колонной. Действительно, если статическое давление бурового раствора превышает напряженное состояние горных пород, то в призабойной зоне пласта будет происходить их деформация, сопровождаемая раскрытием трещин. Для горных пород постепенное нагружение давлением сопровождается изменением давления в них во времени в зависимости от объема закачива-емого в скважину раствора [3].

Существующий в настоящее время метод определения давлений «утечки» и гидроразрыва пород заключается в следующем: через колонну труб с помощью насосов цементировочных агрегатов нагнетают буровой раствор. Закачку его осуществляют либо в колонну бурильных труб при закрытом затрубном пространстве, либо в затрубное пространство при закрытом трубном пространстве. В процессе нагнетания замеряют давление на устье скважины через промежутки времени при минимально возможной подаче насосов. Одновременно с замерами давления определяют объемы закачиваемого в скважину бурового раствора, а после ее открытия – объем вышедшего бурового раствора. По данным замеров строят график изменения давления на устье скважины в зависимости от объема нагнетаемого бурового раствора и (или) от времени нагнетания. При определении давления «утечки», как только происходит отклонение линейной зависимости давления от объема закачиваемого бурового раствора или от времени, закачку раствора прекращают. Для определения давления гидроразрыва горных пород закачку следует продолжать до тех пор, пока не произойдет гидроразрыв пласта.

Типичная кривая изменения давления «утечки» во времени для хрупких пород представлена на рис.2.

Рис. 2. Пример регистрации давления «утечки» и гидроразрыва горных пород


Она интерпретируется следующим образом.

Участок А–В – участок кривой, на котором давление линейно увеличивается в зависимости от объема закачанного бурового раствора.


На этом участке деформация пород происходит в соответствии с законом Гука, когда объем скелета горных пород до нагружения и после него
не меняется.

Точка В – давление, при котором происходит переход от упругой деформации к пластической. При дальнейшем повышении давления до точки С отмечается потеря части бурового раствора в результате раскрытия трещин и его поглощения. Давление в точке В соответствует давлению начала раскрытия трещин (давлению «утечки» Рут).

Точка С – давление, при котором происходит гидроразрыв горных пород Ргр. При дальнейшем нагнетании жидкости в этой точке давление резко падает, что свидетельствует об образовании трещин гидроразрыва.

На участке С–Д давление снижается до давления стабилизации в точке Д, которое может быть несколько ниже или равно давлению в точке В. Если давление в точке Д значительно меньше, чем в точке В, то это может быть, вероятно, связано с тем, что трещины гидроразрыва остаются частично открытыми под действием давления нагнетания, в связи с чем буровой раствор продолжает уходить на поглощение при меньшем давлении.

Как видно из рис. 2, прямая линия продолжается до точки В, начиная с которой давления отклоняются вправо. Начиная с точки В снижается приращение давления в зависимости от одних и тех же объемов закачиваемого бурового раствора. В связи с этим по точке В, в которой заканчиваются упругие деформации и происходит отклонение от прямолинейной зависимости, определяется давление «утечки».

При построении кривой необходимо располагать наибольшим числом измерений давлений во времени, чтобы была возможность убедиться, что давление «утечки» будет получено с максимальной степенью достоверности.

После того как давление нагнетания на устье скважины в точке В будет зафиксировано, можно определить давление «утечки» по формуле:

Рут = Рн + ρб.р g·Н – ΔРθ, (1)

где Рн – давление нагнетания на устье скважины;

ρб.р – средняя плотность бурового раствора в скважине глубиной Н в зависимости от средних значений давления и температуры;

ΔРθ – снижение гидростатического давления на забое скважины, обусловленное статическим напряжением сдвига при нагнетании бурового раствора в колонну бурильных труб.

Для трубного пространства

ΔРθ = 4·θ·H/ dвн. (2)

При нагнетании в кольцевое пространство ΔРθ определяется по уравнению

ΔРθ = 4·θ·H/ dн. (3)

Зная давление «утечки», можно определить предельно допустимую плотность бурового раствора, используемого для бурения нижележащих пород, по формуле

ρб.р max = Рут/(g·Н). (4)

Аналогичным образом по точке С можно определить давление гидроразрыва горных пород.

На практике при опрессовке горных пород время на подготовительные работы часто значительно превышает 10 мин. В этом случае трудно определить статическое напряжение сдвига бурового раствора за более длительный период времени, т. к. этот показатель как правило увеличивается во времени. В связи с этим перед опрессовкой пород обычно восстанавливают циркуляцию бурового раствора с выравниванием параметров по циклу промывки, а затем проводят опрессовку. В этом случае погрешность определения давлений «утечки» и гидроразрыва пород будет минимальной.

С целью повышения точности определения давлений «утечки» и гидроразрыва пород перед опрессовкой необходимо определить начальный градиент давления нагнетания в момент пуска насоса для восстановления циркуляции. В этом случае, пренебрегая потерями на трение при восстановлении циркуляции в связи с их малостью, можно определить среднее статическое напряжение сдвига по формуле

θ = ΔР·(Dвнdнdвн / 4Н(dвн +Dвнdн) (5)

и использовать его для расчета ΔРθ по формулам (2) и (3).

Однако и у этого способа имеются недостатки, заключающиеся в том, что скважина и колонна бурильных труб могут быть комбинированными, состоящими из труб различных диаметров, с различной толщиной стенок. В этом случае определить достаточно точно, а затем оценить среднее статическое напряжение сдвига для определения давлений «утечки» и гидроразрыва можно во время опрессовки горных пород с одновременным замером давлений на устье в трубном и затрубном пространствах.

В качестве примера рассмотрим опрессовку нижнемайкопских отложений в скважине 76 Брагуны. Перед опрессовкой в нее на бурильных трубах был спущен глубинный манометр на глубину 3850 м. Выход из-под башмака промежуточной колонны составлял 50 м. Перед опрессовкой при промывке скважины определили среднюю плотность бурового раствора по циклу циркуляции. Она оказалась равной 1960 кг/м3. При производи-тельности насосов цементировочного агрегата 1,2 л/с провели опрессовку горных пород. Полученные результаты представлены в табл. 1

Таблица 1



Результаты опрессовки скважины 76 Брагуны

Время,

мин


Объем закачанного бурового раствора,

мз



Давление на устье скважины, МПа

Ртр

Рк.п

по замерам глубинным

манометром, Рм



2,0

2,5


10,0

15,0


20,0

25,0


30,0

34,0


37,0

40,0


0,20

0,25


1,00

1,50


2,00

2,50


3,00

3,40


3,70

4,00


0,1

0,4


4,2

6,2


8,0

9,3


10,3

10,9


11,0

10,8


0

0,05


3,1

5,1


6,6

7,9


8,8

9,2


9,3

9,0


0

0,1


3,7

5,6


7,1

8,4


9,5

10,1


10,0

9,8

По данным табл. 1 построена зависимость изменения давлений на устье скважины от объема закачанного бурового раствора в скважину и времени нагнетания (рис. 2).

Как видно на рис. 2, изменение давления во времени происходит с отклонением его от линейной зависимости, которое возникает при давлении нагнетания Рн = 4,7 МПа. На рис. 2 видна также разность давлений на устье скважины между трубным (кривая 1) и затрубным (кривая 2) пространствами, что можно объяснить влиянием статического напряжения сдвига.

Разность между замеренным глубинным манометром забойным давлением, при котором происходит отклонение его от линейной зависимости, и давлением, приведенным к давлению на устье скважины (кривая 3), равна:

ΔР = ΔР1 + ΔР2, (6)

где ΔР1 = РтрРм – увеличение давления на устье скважины в трубном пространстве;

Ртр и Рм – расчетное давление в башмаке колонны бурильных труб и замеренное глубинным манометром соответственно;

ΔР2 = РмРк.п – снижение давления в кольцевом пространстве на устье скважины.

По замеренным давлениям на устье скважины можно определить среднее давление, а затем рассчитать забойное давление по уравнению

Рзаб = Руст + ρб.р·g·Н (7)

и сопоставить с забойным, замеренным глубинным манометром.

При давлении на устье скважины в трубном пространстве 5,3 МПа
и в затрубном – 4,2 МПа забойное давление, определенное по уравнению (7), равно 78,7 МПа, а замеренное манометром составляет 78,6 МПа. Таким образом, погрешность определения давления «утечки» по уравнению (7) равна около 0,13 %, что говорит о приемлемости предлагаемого метода.

Точно так же можно рассчитать давление гидроразрыва пород с использованием Руст.ср. По данным, приведенным на рис. 2, максимальное значение на устье скважины в трубном пространстве равно 11 МПа и в кольцевом – 9,4 МПа. Для этих значений Руст.ср = 10,2 МПа, а давление гидроразрыва, рассчитанное по уравнению (7), равно 84,15 МПа. Фактически давление гидроразрыва, по данным глубинного манометра, равно 84 МПа, т. е. погрешность составляет 0,17 %.

Расчеты давлений «утечки» и гидроразрыва показывают, что при использовании буровых растворов вполне достаточно знать давления на устье скважины, в трубном и кольцевом пространствах. При принятой плотности бурового раствора на глубине 4090 м статическое давление на забое скважины уже приближается к давлению начала раскрытия трещин. Если принять во внимание, что на забое скважины при проведении спуско-подъемных операций всегда возникают гидродинамические давления [2], то раскрытие трещин горных пород может наступить при дальнейшем углублении скважины.

Зная давление раскрытия трещин, можно легко определить эквивалентную плотность циркуляции, а затем уже выбрать плотность бурового раствора.

Опыт борьбы с рапопроявлениями в солевых отложениях показал, что с целью недопущения раскрытия трещин и возникновения осложнений на скважине необходимо проводить опрессовку отложений солей.

В качестве примера можно привести работы по опрессовке солевых отложений на скважине 170 Карабулак-Ачалуки.

Были произведены три опрессовки солей при нахождении долота на глубине 4 500 м. Открытый участок ствола скважины составлял при этом 112 м. Башмак обсадной колонны диаметром 245 мм находился на глубине 4545 м при забое скважины 4657 м. При бурении скважины на глубине 4580 м имело место поглощение бурового раствора.

Первую опрессовку на «утечку» проводили при производительности насосов Q = 1,2 л/с.

В скважину закачали 0,9 м3 жидкости с максимальным подъемом давления до 10,4 МПа. После стравливания давления скважина отдала 0,9 м3. Учитывая, что при опрессовке пород какая-то доля закачанного бурового раствора должна была бы остаться в скважине, решили провести повторное исследование. В скважину закачали 1,4 м3 раствора при производительности 1,5 л/с и давлении до 16,0 МПа, после чего давление стабилизировалось. После стравливания скважина вновь отдала 1,4 м3 раствора. Полагая, что давление опрессовки прямо пропорционально коэффициенту поглощения и производительности насосов (расходу жидкости), можно записать:

Р1 = К1 ·Q12 и Р2 = К2 ·Q22, (8)

где К – коэффициент приемистости.

Приняв К1 = К2, получим:

Р2/Р1 = Q22 /Q21. (9)

Отсюда


Р2 = Р1 (Q22 /Q21) = 10,4 (2,25/1,44) = 16,2 МПа,

т. е. получили давление, при котором операция по опрессовке была закончена при Q2 = 1,5 л/с.

Этот факт говорит о том, что в массиве солей при опрессовке могла образоваться емкая трещина, которая поглощала и отдавала жидкость в количестве, пропорциональном создаваемому на забое скважины давлению.

Такое поведение системы «скважина–пласт» свидетельствует о замкнутости полости трещин, способных вмещать в себя буровой раствор и отдавать его в том же объеме при раскрытии и смыкании трещин.

Если пластовое давление нормальное (гидростатическое), то давление на устье, определяемое по уравнению

Рпл = ρр·g · Н, (10)

при полном замещении бурового раствора рапой будет равно



Руст = (2 020 – 1 240)·9,8 · 3 960·10-6 = 48,2 МПа.

Таким образом, в скважине находилась смесь рапы и раствора плотностью

ρсм = = 1 855 кг/м3. (11)

Однако исходя из ложных предпосылок о существовании АВПД в солевых отложениях, для обеспечения необходимого противодавления на пласт, рекомендуют увеличить плотность бурового раствора до 2500–2600 кг/м3. На самом же деле, если бы была учтена плотность смеси бурового раствора и рапы, расчетное значение которой равно 1855 кг/м3, то давление на устье скважины на момент рапопроявления, определенное по формуле (10) или забойное давление – по формуле



Рзаб = Ру + (ρб.р2 – ρб.р1g·Н, (12)

cоставило 72 МПа. При этом давлении градиент забойного давления равен 0,018 МПа/м, что ниже давления начала раскрытия трещин в солевых отложениях.

Таким образом, можно сделать вывод о том, что при начавшемся рапопроявлении забойное давление, создаваемое буровым раствором и рапой, всегда меньше давления гидроразрыва пород.

Точно такой же характер изменения давлений имеет место и при нефтегазопроявлениях в тектонически экранированных коллекторах, отмеченных на скважинах 313 и 929 АГКМ (филипповский горизонт) и скважине 59 (пермско-триасовые отложения), на которых также применяли буровые растворы плотностью 2 100–2 200 кг/м3 ( рис. 3, 4 ).



Рис. 3, Самопроизвольное изменение давления на забое скважины 313 во времени



Рис. 4. Самопроизвольное изменение давления на забое скважины 929 во времени


Это говорит об общности происходящих динамических процессов в системе «скважина–пласт» независимо от типа вскрываемых пород – хемогенных или терригенных.

Незнание этих процессов приводит к тому, что многие скважины, достигшие значительных глубин и вскрывшие рапоносные коллекторы, так и не были доведены до проектной глубины.



Таким образом, процесс гравитационного замещения пластового флюида в терригенных или хемогенных породах, возникший вследствие раскрытия трещин, сопровождается вытеснением из трещин, значительных объемов рапы, нефти и газа.
Список литературы

  1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин. Учеб.для вузов. –М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». 2000. – 679 с.

  2. Булатов А.И., Проселков Ю.М., Шаманов С.А. Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин.: Учеб. для вузов.- М.: - ООО «Недра-Бизнесцентр». 1999. – 1010 с.

  3. Семенякин В.С., Семеняк М.В., Семенякин П.В. Особенности формирования аномально высоких пластовых давлений // Газовая промышленность. 1997. № 12. С. 50–52.



Поделитесь с Вашими друзьями:




База данных защищена авторским правом ©vossta.ru 2022
обратиться к администрации

    Главная страница