Ликвидация поглощений с помощью взрыва

Взрывные работы в скважинах с целью ликвидации поглощений применяется как крайняя мера и только при катастрофических поглощениях. Как показывают исследования, после взрыва трещины заполняются кусками породы, причем эффект максимален, когда заряд прилегает к породе, а его диаметр существенно больше ширины трещины.

После взрыва глинистый раствор превращается в нерастекающуюся пену, устойчивую в течение нескольких суток.

В настоящее время используется несколько разновидностей этого метода ликвидации поглощений.

1. Заряд ВВ длиной, равной мощности интервала поглощения, опускается на кабеле и взрывается в глинистом растворе. Затем проводится тампонирование по обычной схеме.

2. Заряд ВВ необходимой длины опускается на кабеле по скважине или внутри колонны бурильных труб и взрывается в тампонажной смеси, которая нагнетается заранее, или по колонне труб. Низ колонны располагается выше зоны поглощения.

3. В зону поглощения опускается контейнер с тремя радикальными отсеками. Внутренний содержит заряд ВВ, средний – ускоритель схватывания (отвердитель), внешний тампонажную смесь. После взрыва происходит мгновенное отверждение смеси. Тампонажная смесь может быть закачена заранее, а контейнер содержит только ВВ и ускоритель.

4. В скважину на трубах опускается контейнер с отвердителем, через трубы закачивается тампонажная смесь, а затем по ним же на кабеле опускается заряд ВВ и производится взрыв.

В заключение следует отметить, что все вышеизложенные методы ликвидации поглощений бурового раствора дают, как правило, временный эффект. Самый надежный способ – спуск колонны обсадных труб.

ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ

Проявление это самопроизвольный излив бурового раствора или пластового флюида (газ, нефть, вода, или их смесь) различной интенсивности (переливы, выбросы, фонтаны) через устье скважины, по кольцевому пространству, колонне бурильных труб, межколонному пространству, заколонному пространству и за пределами устья скважины (грифоны), не предусмотренный технологией работ при бурении, освоении или ремонте скважин.

Переливы ‑ излив жидкости через устье скважины.

Выбросы – апериодическое выбрасывание жидкости или газожидкостной смеси на значительную высоту.

Фонтаны – непрерывное интенсивное выбрасывание флюида.

По интенсивности фонтаны подразделяются на слабые с дебетом газа до 0,5 млн. м³/сут (высота пламени до 50 м), средние до 1 млн. м³/сут (высота пламени до 70 м) и мощные с дебитом газа более 1 млн. м³/сут. Нефтяные фонтаны оцениваются по нефтяному эквиваленту 1000 м³ газа – 1 т нефти. По сложности фонтаны подразделяются на фонтаны без потери базы (не повреждена обсадная колонна, колонный флянец, колонна бурильных труб) и с потерей базы. Фонтаны подразделяются также на закрытые (управляемы) и открытые (неуправляемые).

Открытые фонтаны – самые тяжелые аварии при бурении скважин. На их ликвидацию тратятся значительные средства, кроме того, происходит потеря бурового оборудования, загрязнение окружающей среды, истощение месторождения. Нередки человеческие жертвы.

По статистике в нашей стране 89 % всех фонтанов – газовые и лишь 11 % - нефтяные.

Причины проявления

Основная причина газонефтеводопроявлений (ГНВП) - превышение пластового давления над давлением в скважине. Едиными правилами безопасности предусмотрено превышение гидростатического давления в скважине ΔP над пластовым давлением P_пл в следующих пределах:

- для скважин глубиной до 1200 м ΔP=(10-15%) P_пл, но не более 1,5 МПа;

- для скважин глубиной до 2500 м ΔP=(5-10%) P_пл, но не более 2,5 МПа;

- для скважин глубиной более 2500 м ΔP=(4-7%) P_пл, но не более 3,5 МПа.

Давление в скважине может оказаться меньше пластового по следующим причинам:

- ошибки в определении пластового давления и глубины залегания продуктивного горизонта на стадии проектирования;

- снижение плотности бурового раствора из-за поступления флюида в скважину и при длительных остановках;

- недолив скважины при подъеме инструмента;

- эффект «поршневания» при подъеме инструмента;

- поглощение бурового раствора при высоких скоростях спуска инструмента;

- при неправильной установке жидкостных ванн.

Вместе с тем, ГНВП могут возникнуть и в случае, если давление в скважине больше пластового. Это возможно в результате:

- выделения флюида из выбуренной и осыпавшейся породы;

- гравитационного замещения;

- капиллярных сил;

- диффузии и осмоса;

- контракции, фильтрации.

Эти процессы, без сомнения, происходят и в случае, если давление в скважине ниже пластового, но они имеют подчиненное значение и опасны только при длительных остановках в процессе бурения при загерметизированном устье скважины.

Как показывает статистика, количество фонтанов в зависимости от причин их возникновения распределяется следующим образом:

- недостаточная изученность геологии – 10 %

- неправильная конструкция скважины, некачественное цементирование – 20 %

- внезапное поглощение – 10 %

- отсутствие или неисправность противовыбросового оборудования (ПВО) – 20 %

- нарушение технологии – 40 %

Особую опасность с точки зрения возникновения ГНВП представляют пласты с аномально высоким пластовым давлениям. Нормальное пластовое давление равно гидростатическому давлению воды на данной глубине. Возникновение пластов с АВПД объясняется геологическими процессами, происходящими после формирования залежи углеводородов (денудация, подвижки в земной коре).

Основной причиной ГНВП является поступление газа в скважину (большинство фонтанов газовые, в нефти в достаточно большом количестве содержится растворенный газ, который в скважине переходит в газообразное состояние). В связи с этим необходимо рассмотреть поведение газа в буровом растворе. Природа газирования раствора изучена недостаточно, однако установлено, что поступающий в скважину газ может находиться в следующих состояниях:

- растворенным в буровом растворе;

- в виде пузырьков, неподвижных относительно раствора;

- в виде всплывающих пузырьков;

- в виде пузырей, соизмеримых по размерам с каналом движения (скважина, труба, кольцевое пространство) – снарядный режим всплытия;

- кольцевой режим, когда газ занимает все сечение канала движения.

Природный газ достаточно легко растворяется в буровом растворе, причем растворимость тем выше, чем больше давление и температура (при P = 5 МПа и t = 60º С растворяется 0,9 м³ газа в 1 м³ воды, а при P = 50 МПа и t = 200^о С – 11 м³/м³). Плотность раствора при этом практически не меняется.

При движении по скважине вверх по мере снижения давления из раствора выделяются свободный газ, а на глубине порядка 100 м большая часть газа переходит в газообразное состояние и движется вверх в виде пузырьков. Газовый конденсат переходит в газообразное состояние на глубине порядка 100 – 300 м. При поступление в скважину нефти с растворенным газом происходит аналогичная картина, однако следует отметить, что растворимость газа в нефти значительно выше, чем в воде, а тем более в буровом растворе. Однако, как показывают расчеты, при пузырьковом движении газа давление в скважине снижается незначительно, и такой режим движения газа реальной опасности с точки зрения ГНВП не представляет. Более того, имеется значительный опыт бурения скважин с газирующим раствором, что существенно повышает технико – экономические показатели.

При снарядном и кольцевом режиме всплытия газа и открытом устье по мере движения вверх давление газа снижается, а объем в соответствии с законом Бойля‑Мариотта PV=const увеличивается. Это приводит к снижению гидростатического давления в скважине и в некоторый момент оно может стать ниже пластового, следствием чего может быть фонтанирование.

Скорость всплытия газа при пузырьковым режиме колеблется в приделах 300‑350 м /час, а при снарядном 600‑900 м/час в зависимости от свойств раствора. Следовательно от появления первых признаков до фонтанирования проходит несколько часов.

В случае, если устье скважины закрыто, например, превентором, и происходит всплытие газа, то объем его практически не меняется, и согласно закону Бойля‑Мариотта давление сохраняется неизменным. Следовательно давление на устье может стать равным пластовому, а это может привести к разрушению ПВО или обсадной колонны. По этой причине нельзя держать скважину закрытой длительное время.

Признаки ГНВП

Безаварийная проводка скважин возможна только при раннем обнаружении зон АВПД. Глинистые породы, перекрывающие залежи углеводородов, как известно, имеют высокую пористость, но низкую проницаемость. При высоких пластовых давлениях флюид за длительное время проникает в поры этих пород, образуя так называемые «ореолы вторжения». В процессе бурения таких интервалов по ряду признаков, наблюдаемых на поверхности, возможно с достаточной уверенностью говорить о приближении скважины к залежам с АВПД и принимать соответствующие решения по предупреждению проявлений. В зарубежной практике известно 14 способов установления АВПД в процессе бурения. К ним относятся:

- механическая скорость бурения;

- d - экспонента;

- крутящий момент;

- нагрузка на долото;

- давление раствора на стояке;

- уровень раствора в приемных емкостях;

- расход раствора;

- количество шлама на выбросе и его вид;

- газосодержание раствора;

- сужение ствола;

- содержание хлоридов в фильтрате;

- плотность глин;

- электросопротивление частиц шлама.

Следует отметить, что наличие двух – трех из этих признаков зачастую бывают достаточным для предсказания АВПД. Из всех перечисленных признаков рассмотрим наиболее информативные и не требующие специального оборудования для их определения.

Как известно, механическая скорость бурения зависит от величины дифференциального давления. С его ростом шлам «прижимается» к забою, необходимо его переизмельчение. При бурении глинистых пород «ореола вторжения» дифференциальное давление равно 0, или может стать даже отрицательным, а это приведет к резкому возрастанию механической скорости бурения. В некоторых случаях она возрастает в несколько раз на интервале в 10 м. Это явление называется «скачок проходки».

Однако в процессе бурения механическая скорость V_мех меняется в связи с тем, что меняется режимные параметры. Их изменение может быть скомпенсировано нормализацией механической скорости. За рубежом для этого используются d – экспонента, и зависимость между этими параметрами имеет следующий вид:

,

где Р_ОС – осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент;

D – диаметр долота;

А – коэффициент пропорциональности;

n - частота вращения.

Нашими исследователями для этих же целей предлагается использовать а – экспоненту.

,

где ρ – плотность бурового раствора;

g – ускорение свободного падения.

В обычных условиях а – экспонента и d – экспонента с увеличением глубины возрастают, а при росте порового давления показатель экспоненты механической скорости снижается. Наиболее просто d – экспонента определяется по номограммам.

Глинистые породы «ореола вторжения» имеют повышенную способность к пластическому течению. Они выжимаются в скважину, что приводит к сужению ствола и, как следствие, к возрастанию крутящего момента на роторе, увеличению нагрузки на крюке при подъеме инструмента и к снижению - при спуске.

При поступлении флюида в скважину, плотность которого, как правило, ниже плотности раствора, давление на стояке снижается, однако при высоком пластовом давлении и большой продуктивности пласта давление на стояке возрастает.

Поступление флюида в скважину приводит к увеличению объема циркулирующего раствора, что отмечается увеличением расхода на устье, повышением уровня раствора в приемных емкостях. Это является наиболее ранним признаком проявления.

Увеличение механической скорости бурения приводит к увеличению количества шлама, размеры его частиц увеличиваюся, так как не происходит его переизмельчения. Количество шлама увеличивается также за счет отколовшейся породы от стенок скважины под действием порового давления. Этот шлам имеет остроугольную форму, в то время как обычный шлам округлый.

Газ в раствор поступает из выбуренной породы независимо от порового давления, и при выходе на поверхность раствор начинает газировать («кипит»). Наличие газа приводит к снижению плотности раствора. Информативность этих признаков достаточно высока.