Осложнения при бурении скважин, их предупреждение и ликвидация.

В процессе бурения скважины могут возникнуть следующие осложнения: поглощение промывочной жидкости или тампонажного раствора, нефтегазопроявления через устье скважины (переливы, выбросы, фонтаны) и за пределами устья (грифоны, обваливание и осыпание пород, слагающих стенки ствола, сужение ствола скважины, прихват колонны бурильных труб, растепление многолетнемерзлых пород).

Поглощение буровых и тампонажных растворов.

Поглощение может возникнуть в двух случаях:

1. если в горной породе имеются более или менее крупные раскрытые трещины, каверны или другого рода полости, сообщающиеся друг с другом, а давление, создаваемое на стенки скважины в процессе бурения или цементирования ее, больше пластового в данной породе, т.е.

Р_ст + Р_гд >Р_пл ,

Где Р_ст – статическое давление столба жидкости в скважине на данную породу, Па;

Р_гд – гидродинамическое давление на ту же породу при спуске колонны труб, восстановлении циркуляции, промывки или цементирования, Па;

Р_пл – пластовое давление в породе, Па

2. Если под влиянием давления, создаваемого на стенки скважины, раскрываются естественные микротрещины, которые в нормальных условиях сомкнуты, или происходит гидроразрыв породы и в ней образуются новые трещины, т.е.

Р_ст + Р_гд >Р_р,

Где Р_р – давление гидроразрыва породы или раскрытия микротрещин, Па.

В случае поглощения промывочной жидкости многократно возрастает расход ее на бурение скважин, замедляется темп углубления скважин, т.к. буровая бригада расходует много времени на приготовление и обработку дополнительных объемов растворов, возрастает стоимость бурения скважины и возрастает опасность нефтегазопроявлений при вскрытых продуктивных горизонтах.

При поглощении статический уровень жидкости устанавливается на несколько десятков, а иногда даже сотен метров ниже устья скважин. Поэтому, снижается противодавление на ее стенки и из пород за более высоким пластовым давлением может начаться приток и переток пластового флюида (нефти, газа или воды), а также осыпание и обваливание неустойчивых горных пород. Таким образом, одно осложнение (поглощение) может вызвать возникновение других.

Естественная трещиноватость, кавернозность, прочность горных пород и пластовые давления – это природные факторы, не зависящие от воли человека, поэтому управлять ими в процессе бурения невозможно.

Предотвратить поглощение возможно путем регулирования давления в скважине, уменьшением проницаемости коллектора в около скважинной зоне и увеличением сопротивления растекания бурового раствора по трещинам породы, например, замена воды на глинистую суспензию малой плотности и с наполнителем.

Причинами возникновения высоких гидродинамических давлений могут служить большая скорость восходящего потока в кольцевом пространстве скважин, высокие реологические параметры бурового раствора, большая скорость спуска колонны труб, запуск насосов на забое без осуществления промежуточных промывок при спуске бурильной колонны, а также поршневой эффект в случае образования сальника на долоте и др.

Поглощение не возникнет при соблюдении условия:

Р_ст + Р_гд ≤ ,

Где Р_п – давление поглощения,

в первом из названных выше случаев Р_п=Р_пл;

во втором – Р_п=Р_р.

к_б=1,1÷1,3 – коэффициент безопасности.

Если известны пластовое давление и давление разрыва пород, поглощение во многих случаях можно предотвратить, соблюдая соотношения между плотностью промывочной жидкости и скоростями проведения технологических операций, которые нетрудно получить, решив данное уравнение.

Статическое давление в скважине уменьшают снижением содержания твердой фазы бурового раствора, т.е. его плотности.

Гидродинамическое давление снижают уменьшением скоростей технологических операций и реологических свойств бурового раствора. Перед началом восстановления циркуляции в скважине целесообразно разрушить образовавшуюся в промывочной жидкости тиксотропную структуру вращением колонны труб, восстанавливать циркуляцию нужно постепенно увеличивая подачу буровых насосов до заданной величины, в глубоких скважинах производят промывку скважины периодически во время спуска бурильной колонны.

Под интенсивностью поглощения бурового раствора понимают объем поглощенного раствора за единицу времени. Она может колебаться от сотых долей до нескольких десятков литров в секунду.

Поглощение называют полным или катастрофическим, если вся промывочная жидкость, закачиваемая буровыми насосами в скважину, растекается по трещинам породы и на устье скважины не возвращается. Если же часть жидкости вытекает на устье, поглощение называют частичным. При частичном поглощении интенсивность его можно оценить по скорости снижения уровня в металлических приемных емкостях с помощью уровнемеров или мерных реек и секундомера. При полном поглощении интенсивность определяют путем специальных исследований.

Исследования проницаемых горизонтов проводят с целью установления характеристики поглощающих объектов, а именно:

1. границы, т.е. мощности зоны поглощения;

2. пластового давления;

3. интенсивности поглощения;

4. наличие внутрискважинных перетоков;

5. типа коллектора;

6. местоположение и размеры сужений и каверн в скважине;

7. возможность других осложнений и их интервалов (обвалы, проявления);

8. прочность и давление гидроразрыва пород;

9. подготовленность ствола скважины к переходу на промывку другой промывочной жидкостью.

По результат исследований разрабатывают мероприятия по ликвидации поглощения путем выбора метода, техники и технологии с учетом имеющегося опыта, а также по предупреждению поглощений при бурении новых скважин на данной площади в аналогичных разрезах.

Метод наблюдения заключается в контроле за характером изменения механической скорости бурения, работы бурильной колонны (провалы, посадки, затяжки), расходом раствора на входе и выходе из скважины, уровнем жидкости в приемных емкостях параметрами промывочной жидкости, характером, т.е. количеством выноса шлама, а также изучение снимков стенок скважины полученных глубинным фотографированием и телеметрированием. Методы наблюдений, кроме двух последних, просты и не требуют остановки бурения, доступны для выполнения членами буровой бригады.

Геофизические методы исследования производятся специальными подразделениями и связаны с остановкой бурения. Эти исследования осуществляются спуском в скважину на специальном кабеле геофизических приборов, показания которых регистрируются на поверхности. К этим методам относятся кавернометрия и профилеметрия, радиоактивный и акустический каротаж, термометрия и резистивиметрия.

Гидродинамические методы выполняются также с остановкой бурения и основаны на измерении расхода раствора и перепада давления в системе скважина-пласт при доливе. К этим методам относятся оппресовка ствола скважины или отдельных интервалов, расходометрия и прослеживание за изменением положения уровня жидкости в скважине.

Для устранения поглощений, помимо названных выше уменьшения плотности раствора и снижение скорости технологических операций в скважине, применяют следующие способы:

1. Добавляют в промывочную жидкость специальные волокнистые или гранулированные материалы, которые способны закупоривать трещины шириной до 2 мм;

2. Кольматируют каналы поглощения задавливанием в них некоторого объема промывочной жидкости с высоким СНС или быстросхватывающей смеси (БСС);

3. Уменьшают размеры каналов поглощения намывом в них наполнителей из грубозернистых материалов (песок, гравий и т.д.), а затем изолируют их с помощью тампонажных растворов или паст с короткими сроками загустевания или с высокой водоотдачей;

4. Спускают специальные перекрывающие устройства или промежуточные обсадные колонны.

В последнее время широко применяют физико-химические методы основанные на взаимодействии пластовых флюидов, а также горных пород с фильтрами промывочной жидкости и специально закачиваемыми в скважину растворами химических реагентов. В результате этих реакций в порах пласта образуются цементирующие материалы.

Способ изоляции зоны поглощения или комбинацию способов выбирают в зависимости от размеров каналов, интенсивности поглощения и учетом экономической эффективности.

После изоляции зон поглощения целесообразно проверить качество работ оппрессовкой их гидравлическим давлением, примерно равным наибольшему давлению, которое будет действовать на них при цементировании очередной обсадной колонны, т.е. убедиться, что поглощение не возобновится.

Газонефтеводопроявления.

К проявлениям относят самопроизвольный излив бурового раствора или пластового флюида различной интенсивности в виде перелива, выброса и фонтана через устье скважины по межтрубному пространству, бурильным трубам, межколонному пространству, либо заколонному пространству за пределами устья скважины – их называют грифоны.

Перелив – это излив жидкости через устье скважины при отсутствии подачи бурового насоса в скважину.

Выброс – апериодическое выбрасывание жидкости или газожидкостной смеси через устье скважины на значительную высоту.

Фонтан – непрерывное интенсивное выбрасывание больших количеств пластового флюида через устье скважины. Возможно открытое – неуправляемое фонтанирование и закрытое – управляемое, когда поток газожидкостной смеси с помощью устьевой арматуры и системы наземной обвязки направляется в приемные амбары или может быть прекращен вовсе.

Основная причина проявлений – это превышение пластового давления хотя бы в одном из проницаемых горизонтов под давлением, создаваемым промывочной жидкостью. Приток может возникнуть при недостаточном контроле за плотностью промывочной жидкости и за ее дегазацией, при понижении уровня жидкости в скважине в результате поглощения или во время подъема бурильных труб. Интенсивность притока зависит от разности между пластовым давлением и давлением в скважине, проницаемости приствольной зоны горизонта, а также свойств пластовой жидкости (флюида).

Некоторое количество пластового флюида поступает в скважину вместе с частицами разбуриваемой породы. Объемная скорость поступления флюида примерно пропорциональна механической скорости проходки. При высокой механической скорости объем поступающего таким путем газа может быть опасно большим.

В скважине после прекращения промывки давление, создаваемое тиксотропной жидкостью, уменьшается, т.к. часть твердой фазы выпадает из взвешенного состояния и зависает на стенках скважины. Если давление против кровли газоносного горизонта станет ниже пластового, отфильтрование дисперсионной среды прекратится и в скважину может начаться поступление пластового газа. При длительных перерывах циркуляции может поступить значительное количество газа и в скважине образоваться газированного раствора.

После восстановления циркуляции по мере продвижения газированной жидкости к устью содержащийся в ней газ расширяется, объемное соотношение газ-жидкость возрастает. В результате давление, создаваемой столбом жидкости уменьшается, особенно на сравнительно небольших глубинах до 1500 м, разность между Р_пл и Р_заб возрастает, а это способствует интенсификации притока газа из пласта. Как только первая порция газированного раствора оказывается на глубине нескольких десятков (сотен) метров от негерметизированного устья, начинается бурное расширение пузырьков газа и промывочная жидкость может быть выброшена из скважины, а давление на пласт скачкообразно уменьшается. Такие выбросы могут перейти в открытое фонтанирование.

О начавшемся притоке пластового флюида можно судить по ряду признаков:

• уменьшение плотности бурового раствора;

• увеличение уровня его в металлических приемных емкостях;

• увеличение скорости течения жидкости в желобе на выходе из скважины;

• перелив через устье после прекращения промывки;

• увеличение газосодержания в потоке, выходящем из скважины;

• увеличение вязкости промывочной жидкости за счет ее газирования.

В случае притока пресной воды снижаются условная вязкость и СНС, возрастает водоотдача и суточный отстой, из утяжеленного раствора происходит выпадение утяжелителя.

Газонефтепроявления не только нарушают процесс бурения, но и часто являются причиной тяжелых аварий. При интенсивных проявлениях возможны случаи разрушения устьев скважин и бурового оборудования, возникновение взрывов и пожаров, сильного загрязнения окружающей среды и даже человеческих жертв.

Основным способом, позволяющим управлять состоянием скважины в случае начинающегося перелива пластовой жидкости и позволяющим предотвращать нерегулируемые выбросы и фонтаны промывочной жидкости, является герметизация устья специальным противовыбросовым оборудованием (ПВО).

В полный комплект ПВО входят 2-3 плашечных превентора, универсальный и вращающийся превенторы, аппаратура дистанционного управления ими, а также система трубопроводов с задвижками высокого давления с дистанционным управлением и система регулируемых и нерегулируемых штуцеров.

Превентор – это специальная задвижка высокого давления.

Основными деталями плашечного превентора являются: корпус превентора, две подвижные горизонтальные плашки и два гидравлических цилиндра для перемещения плашек в корпусе превентора.

Корпус превентора представляет собой стальную отливку коробчатого сечения, имеющую проходное отверстие и сквозную прямоугольную полость, в которой размещаются плашки. Плашки изготовляют с полукруглым вырезом (так называемые трубные плашки) или без выреза (глухие плашки).

Поверхности контакта плашек друг с другом и с поверхностью труб облицованы специальной резиной. Превенторы с вырезными плашками предназначены для герметизации устья, когда в скважине находится бурильная или обсадная колонна. Диаметр выреза в плашках равен наружному диаметру труб колонны. Если колонна составлена из труб различного диаметра, то на мостках всегда должна находится труба с соответствующим диаметром с навернутым переводником, т.е. диаметр соответствовать диаметру плашек, а переводник для соединения с верхней трубой колонны, находящейся в скважине.

Превенторы с глухими плашками герметизируют устье, когда в скважне нет труб. Поэтому на устье скважины всегда устанавливают не менее двух превенторов: один нижний - с глухими плашками, другой верхний – с трубными плашками. Для обогрева превентора в зимний период в корпусе имеются каналы для подачи тепла.

Основные параметры превентора – это диаметр проходного отверстия и наибольшее рабочее давление, при котором он может надежно герметизировать устье скважины.

Диаметр проходного отверстия в превенторе должен быть несколько больше диаметра долот, которыми в дальнейшем будут бурить скважину.

Рабочее же давление превентора должно быть выше того наибольшее давления, которое возникает на устье скважины в случае закрытия превентора после газового или нефтегазового выброса. Так, в случае газового выброса и полного замещения промывочной жидкости газом наибольшее давление на устье будет

Р_у≈Р_пл, а в нефтяной скважине при полном замещении промывочной жидкости нефтью:

Р_у≈Р_пл-ρ_agH_пл ,

Где ρ_ф – плотность газированной жидкости в скважине, кг/ м³;

H_пл – глубина залегания проявляющего горизонта, м.

Плашечные превенторы имеют заводской шифр. Например, ППГ-156 х 320, ППГ - 307 х 320 или ППГ – 520 х 140, где П – превентор, П – плашечный, Г – с гидравлическим приводом, первая цифра – диаметр проходного отверстия, мм, вторая – рабочее давление, кг/см². Для каждого диаметра превентора поставляются как трубные так и глухие плашки соответствующего диаметра.

Универсальный превентор предназначен для герметизации устья вокруг любой части бурильной колонны, т.е. ведущей или бурильной труб или УБТ, замка сложного (разного сечения), соединения труба-замок, а также для полного перекрытия скважины при отсутствии в ней инструмента. Основными нагруженными деталями в универсальном превенторе являются корпус, крышка и уплотнитель. Время закрытия превентора 30 сек.

Шифры универсально превентора по техническим условиям и другой нормативно-технической документации имеют вид ПУГ-230 х 350 или ПУГ- 350 х 350 и т.д. По ОСТ 26-02-1366-76 ПУ-1-230 х 350 или ПУ-1-350 х 350, где П – превентор, У – универсальный, Г – гидравлический привод, 1 – модель, первая цифра – проходное отверстие, вторая цифра – рабочее давление, кг/см².

В процессе герметизации устья бурящейся скважины часто требуется проводить вращение и расхаживание бурильной колонны, а также спуско-подъемные операции с целью предотвращения прихвата и прилипания бурильной колонны к стенкам скважины. Плашечные и универсальные превенторы для этих целей не предусмотрены. Для постоянной герметизации устья скважины вокруг ведущей и бурильной труб, замкового соединения, УБТ и забойного двигателя предназначены вращающиеся превенторы. При наличии такого превентора модно расхаживать, проворачивать и вращать, а таже поднимать бурильную колонну. Однако при таких операциях основной узел превентора – резиновый элемент, подвергается значительному износу, поэтому вращающийся превентор предназначен главным образом для вращения бурильной колонны в процессе газонефтепроявления. Превентор типа УПВ (универсальный превентор вращающийся) в отличии от типа ВП позволяет расхаживать бурильную колонну при ее вращении.

В настоящее время необходимо использовать превенторы ПУГ и УПВ при бурении скважины на равновесии гидростатического и пластового давлений, бурении с использованием газообразного агента в качестве бурового раствора, а также при бурении скважин на термальные воды, где и рекомендуется использование глинистых растворов.

Вместо вращающегося превентора часто применяют для бурения нефтяных и газовых скважин, содержащих в растворе газ, вставной превентор типа ВП-230 и ВП-307. Они рассчитаны на рабочее давление: первый 15 МПа – статическое и

8 МПа – динамическое, второй 21 МПа – статическое и 8 МПа – динамическое.

Пакет вставного превентора монтируется в катушке и извлекается из нее подъемом бурильного инструмента при помощи специального ключа.

Схемы установки противовыбросового оборудования на устье скважины применяют в зависимости от геологических условий разреза скважины. Если ожидаемое давление на устье небольшое, применяют более простую схему герметизации, т.е. установка с двумя плашечными превенторами и двумя отводами, если ожидаемое давление на устье до 70 МПа и более, схема установки противовыбросового оборудования наиболее сложная, и состоит из трех плашечных превенторов, универсального и вращающегося превенторов, а также четыре боковых отвода с задвижками, блоком дросселирования и дистанционным управлением.

Для предотвращения выбросов и открытых фонтанов в случае начавшегося газонефтеводопроявления необходимо:

1. герметизировать устье скважины превенторами, для этого регулярно следить за их исправностью, проверять надежность системы управления ими и своевременно устранять выявленные дефекты;

2. систематически контролировать качество промывочной жидкости, выходящей из скважины, прежде всего плотность и газосодержание. С момента подхода к горизонту с повышенным коэффициентом аномальности, особенно газонасыщенному, контроль плотности и газосодержания вести непрерывно;

3. перед вскрытием горизонтов с повышенным коэффициентом аномальности, т.е. к горизонтам с АВПД, заблаговременно увеличить плотность бурового раствора до уровня, достаточного для поддержания небольшого избытка давления над пластовым, но меньше того, при котором возможно поглощение промывочной жидкости;

4. для вскрытия горизонтов со значительным АВПД применять буровой раствор с минимальной водоотдачей, возможно минимальным СНС, но достаточным для удержания утяжелителя во взвешенном состоянии малым динамическим напряжением сдвига и практически нулевым суточным отстоем;

5. тщательно дегазировать буровой раствор выходящий из скважины. В случае значительного газосодержания уменьшить механическую скорость проходки или временно приостановить углубление скважины и не прекращая промывки, заменить газированную жидкость на свежую повышенной плотности;

6. отрегулировать режим работы дегазаторов, а при необходимости установить дополнительный дегезатор в очистной системе, для того чтобы пластовый газ полностью удалялся из промывочной жидкости;

7. иметь на буровой запас промывочной жидкости того количества, которое требуется для вскрытия горизонта с АВПД, в количестве не менее 2-3 –х объемов скважины;

8. при подъеме бурильной колонны постоянно доливать в скважину промывочную жидкость, чтобы уровень ее всегда находился на устье;

9. в составе бурильной колонны иметь обратный клапан или шаровой кран высокого давления (устанавливать между ведущей и бурильной трубами, а шаровой кран иногда над ведущей бурильной трубой);

10. не допускать длительных простоев скважины, с вскрытыми продуктивными горизонтами, без промывки.

Таким образом в профилактике газоводонефтепроявлений очень важно знать пластовое давление в породах подлежащих разбуриванию. Поэтому крайне необходимо измерять эти давления в процессе бурения, систематизировать их по всему месторождению и на этом основании его прогнозировать. В ГТН на бурение следующих скважин обязательно указывать пластовые давления и коэффициенты аномальности по возможно опасным с точки зрения проявлений горизонтам. Такая же информация в ГТН должна быть и о давлениях поглощения.

Если не удалось предотвратить приток пластовой жидкости и начинается выброс, при находящейся в скважине бурильной колонне, нужно срочно закрыть превентор с трубными плашками, направить входящую из скважины жидкость через боковой отвод в запасные емкости, и через бурильные трубы закачивать негазированную, повышенной плотности промывочную жидкость. Во время закачки раствора одновременно с помощью регулируемого штуцера создавать противодавление на проявляющий горизонт, т.е. чтобы Р_заб>Р_пл.

При создании противодавления на устье скважины, происходит ограничение выхода жидкости и давление возрастает не только на продуктивный пласт и стенки скважины, но и на обсадную колонну на которой смонтировано ПВО. Поэтому при операциях по глушению притока необходимо следить за тем, чтобы избыточное давление в обсадной колонне не превышало допустимого с точки зрения прочности обсадных труб, а давление на стенки скважины ниже башмака этой колонны было меньше давления поглощения.

Если приток флюида не удалось устранить быстро, то к работе по ликвидации осложнения привлекают специализированную противофонтанную службу.

Грифоны, заколонные и межколонные проявления и способы

их предупреждения и ликвидации.

Грифоны – представляют собой газонефтеводопроявления за пределами устья скважины.

Межколонными проявлениями называются переливы, выбросы, фонтаны через кольцевое пространство между обсадными колоннами.

Заколонные проявления относятся к проявлениям за обсадной колонны, т.е. за кондуктором или направлением в пределах устья скважины.

Все эти проявления наблюдаются визуально, кроме межколонных, когда скважина оборудована колонной головкой.

Грифоны образуются вследствии движения вверх газа, нефти или воды из пластов с относительно высоким давлением по естественным трещинам в зоне технологических нарушений, пересекаемых скважиной в процессе бурения или расположенных вблизи от ствола. Заколонные, межколонные проявления, а иногда и грифоны образуются и при поступлении флюида из нижних высоконапорных пластов в верхние по заколонному пространству, не изолированному цементным раствором в данной или других скважинах этого месторождения. Такие осложнения нередки при проводке и креплении скважин в многолетнемерзлых породах, когда после растепления в породах образуются каналы.

Как отмечалось ранее, такие проявления могут возникнуть или усилиться при очень больших противодавлениях при глушении, избыточном утяжелении раствора, восстановлении циркуляции при обвалах, опрессовках, вызывающих разрыв, расслоение пластов в зонах залегания непрочных, неустойчивых горных пород.

Грифоны и заколонные проявления более опасны, и ликвидация их более трудоемка, чем проявления той же интенсивности через устье, т.к. воздействовать на них можно лишь как бы косвенно, часто через другие скважины.

Для предупреждения грифонов, заколонных и межколонных проявлений необходимо:

1. место заложения и проектный профиль скважины подбирать с учетом тектонических нарушений и по возможности обходить их;

2. надежно изолировать всепоглощающие и высоконапорные пласты, обеспечивать подъем цементного раствора за кондуктором до устья, и за другими обсадными колоннами до перекрытия башмака предыдущей колонны;

3. обеспечивать герметичность всей обсадных колонн применением соответствующих труб, герметизирующих смазок при их соединении, креплением соединений с контролем крутящего момента;

4. недопускать чрезмерно высоких противодавлений, высоких значений СНС и вязкости раствора, сальникообразований, обвалов стенок скважины, иметь достаточные зазоры между бурильной колонной и стенками скважины в необсадженных интервалах, ограничивать скорость спуска бурильной колонны.

Для ликвидации начавшегося грифона необходимо:

• уточнить, через какую из скважин питается грифон;

• уменьшить давление на нарушенный трещинами пласт;

• увеличить отбор из проявляющего пласта через соседние скважины, а при необходимости начать отбор флюида из бурящейся скважины;

• изоллировать нарушенный трещинами пласт и проявляющий горизонт закачкой в них цементного раствора или другого тампонажного материала, а затем спустить обсадную колонну и ее зацементировать.

При межколонных проявлениях необходимо установить место притока флюида. Это определяют по давлению на устье, изменению температуры и другими гидрофизическими методами. Затем делают отверстия в колонне с помощью перфораторов или сверлящих приспособлений, закачивают буровой раствор для глушения проявления, а затем цементный раствор.