что такое отрицательное давление в скважине

09.07.202217.07.2022 admin 0 Comments

Катастрофа в Мексиканском заливе началась с грубой ошибки

Во вторник представители BP рассказали конгрессменам о предварительных результатах внутреннего расследования событий, приведших к инциденту. Но если до того компания утверждала, что результаты ключевого испытания скважины на герметизацию отрицательным давлением за несколько часов до прорыва были неясными или неудовлетворительными, то теперь признает, что они четко указывали на «чрезвычайно большую аномалию». Несмотря на это, персонал буровой (имен и принадлежности работников BP не раскрывает) решил, что испытание пройдено успешно. Эта «грубая ошибка», скорее всего, стала отправной точкой катастрофы, сообщил представитель BP.

Тяжести последствий катастрофы способствовали и другие факторы, говорится в конспекте. По (неверным) результатам испытания было принято решение замещать в скважине тяжелый буровой раствор, предотвращающий прорыв горючих газов, но при этом оказался нарушен обмен информацией, и операторы не могли достоверно знать, сколько раствора поступает из нее. Между тем это главный способ узнать, происходит ли прорыв газов в скважину, отмечается в документе. Кроме того, цементирование скважины было недостаточным и не смогло предотвратить прорыв.

Представители Transocean, владельца платформы, и Halliburton, подрядчика цементирования обсадной колонны, в один голос утверждают, что их рабочие выполняли указания представителей BP согласно контрактам и ответственность за последствия их действий также несет нефтяная компания.

Сегодня BP попытается остановить утечку нефти из скважины на дне Мексиканского залива. В неисправный противовыбросный превентор в устье скважины сначала закачают тяжелый раствор, который должен вытеснить нефть, а затем в случае успеха зацементируют ее. BP оценивает вероятность успеха в 60-70%.

В четверг президент США Барак Обама должен объявить об ужесточении требований к безопасности и надзору за бурением на шельфе.

Источник

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Отрицательное давление

Отрицательное давление в жидкости реализуется, например, в капиллярах с маленьким внутренним диаметром. [2]

Отрицательное давление впервые получил Донни. Его установка была предельно проста. Использовалась U-образная трубка, одно колено которой запаивалось, а другое подключалось к вакуумному насосу. [3]

Отрицательные давления в жидкости порядка нескольких атмосфер можно осуществить, если тщательно профильтрованную и прокипяченную ртуть поместить в трубку, подобную барометрической, но гораздо более длинную. При осторожном вытягивании трубки из сосуда удается выдвинуть ее запаянный конец над уровнем ртути в сосуде на несколько метров вверх без того, чтобы ртуть оторвалась от запаянного конца трубки. Значительно большие отрицательные давления получают, запаивая р в нагретом состоянии воду, ртуть и другие жидкости, освобожденные от центров конденсации, в толстостенные капилляры. При остывании этих капилляров, жидкость, сжимающаяся значительней стекла, должна была бы занять лишь часть объема капилляра. [4]

Отрицательное давление может проявится при цементировании скважин, на выкидной линии гидравлических насосов, а также при испытании переводников для улучшения показателей бурения, изоляции зон поглощений. Есть основание считать отрицательное давление одним из факторов обусловливающих различные осложения в скважине при спуско-подъемннх операциях. [5]

Отрицательное давление может получиться и в хорошо прокипяченной воде при комнатной температуре. Напротив, у эфира изотермы для легко наблюдаемых температур уже не спускаются ниже оси абсцисс. Поэтому, если в приведенном опыте иметь над ртутью немного эфира, то при этих температурах можно сделать ртутный столб таким длинным, что давление, господствующее в эфире, станет меньше, чем давление насыщенного пара эфира при этой температуре, но не таким длинным, чтобы давление стало отрицательным. [6]

Впервые отрицательное давление ( или гидростатическое растяжение) в жидкости было получено в 1849 г. в опытах Донни. [8]

Абсолютное отрицательное давление 2 атм соответствует 3 отрицательным атмосферам по манометру. [10]

Впервые отрицательное давление ( или гидростатическое растяжение) в жидкости было получено в 1849 г. в опытах Донни. [11]

Эффект отрицательного давления позволяет пользоваться реальными жидкостными системами, тогда как при статическом подходе необходимо соблюдать большую строгость в отношении чистоты жидкостей. Это обстоятельство позволяет создавать и использовать кратковременные отрицательные давления во многих технологических процессах. [12]

Из-за отрицательного давления на обратной стороне цилиндра струя под действием атмосферного давления прижимается к цилиндру, что, как следствие, приводит к практически безотрывному обтеканию. [13]

Источник

Что такое отрицательное давление в скважине

хорошая командная работа и плохая командная работа

В фильме Deepwater Horizon они провели испытание отрицательным давлением, чтобы узнать, безопасно ли бурение. Но я не могу припомнить, чтобы они объясняли, что на самом деле делает такой тест и что он означает. Итак, мой вопрос: что такое испытание на отрицательное давление и почему казалось, что все в порядке, хотя на самом деле это не так?

Однако для этого нужно не просто повернуть клапан и посмотреть, как падает давление. Вертикальная колонна тяжелого, насыщенного баритом бурового раствора длиной 5000 футов внутри штуцерной линии, линии глушения, нагнетания бурового раствора, бурильной трубы и эксплуатационной обсадной колонны должна быть заменена гораздо более легкой колонной морской воды, что, в свою очередь, снижает общий гидростатический напор. по бокам ствола скважины.

Во время испытания на отрицательное давление потребовалось давление насоса 1260 фунтов на квадратный дюйм, чтобы преодолеть разницу в гидростатическом давлении между столбом морской воды и столбом бурового раствора, который был вытеснен обратно в ямы для бурового раствора через стояк. После того, как замена морской воды / бурового раствора была завершена, столб морской воды был изолирован от ствола скважины через кольцевой противовыбросовый превентор, а перепад напора в 1260 фунтов на квадратный дюйм был спущен через линию глушения, что привело к повреждению U-образной трубы в стволе скважины.

Источник

Газонефтеводопроявления при строительстве и эксплуатации скважин

1 ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

1.1 Общие положения и определения

· Газонефтеводопроявления (ГНВП) – поступление пластового флюида в скважину, непредусмотренное проектом.

· Перелив – истечение жидкости через бурильные трубы при отсутствии циркуляции в скважине.

· Выброс – апериодичное извержение флюида из скважины на значительную высоту.

· Фонтан – постоянное, неуправляемое извержение пластового флюида через устье скважины на значительную высоту.

· Грифон – проявление пластового флюида вне устья скважины

· Флюид – любой вид продукта (газ, нефть, вода…) находящийся в пласте.

Определить вид флюида до выхода его на поверхность практически невозможно. Поэтому при бурении опорных, параметрических или первых разведочных скважин в отечественной практике применяется обобщенный термин «газонефтеводопроявление». При строительстве и ремонте скважин на газовых месторождениях применяется термин «газопроявление», а на нефтяных месторождениях
– «нефтепроявление». Вместе с газом в скважину могут поступать вода и нефть, соответственно проявления при этом носят названия «газоводопроявлений, нефтегазопроявлений или газонефтепроявлений». Наиболее распространенным и опасным по последствиям является газопроявление, так как при вымыве газа с забоя происходит быстрое его расширение, что может привести к возникновению открытого фонтана.

1.2 Показатели, характеризующие геологические условия вскрытия пластов

Горное (геостатическое) давление Ргор на глубине представляет собой давление, оказываемое весом вышележащих пород и насыщающих их флюидов

, (1.1)

где hi – мощность интервала, м; — пористость пород, доли общего объема; , — плотность горных пород и флюида, кг/м3; g – ускорение свободного падения, м/с2.

Плотность отложений зависит от пористости и плотности флюида, содержавшегося в порах горной породы. В нормальных условиях пористость отложений уменьшается с глубиной, а их плотность увеличивается. В глинистых породах пористость уменьшается по экспоненте. Для других типов отложений она уменьшается линейно (рис.1.1).

Пластовое (поровое) давление представляет собой давление, оказываемое флюидами, содержащимися в горной породе.

Пластовое давление называется нормальным, если оно равно гидростатическому давлению столба пластовых вод, сообщающихся через

трещины и поры горной породы с атмосферой.

Рисунок 1.1 – Изменение пористости горных пород в зависимости от глубины скважины

Различные вариации с величинами пластового давления в основном зависят от плотности поровой жидкости, а также соотношений между положениями пьезометрической поверхности, глубиной залегания пласта и превышением устья скважины над уровнем моря (рис. 1.2).

Пластовые давления, превышающие гидростатические давления флюидов определяются как аномально высокие давления, а пластовые давления меньше гидростатических называются аномально низкими.

давление в скважине

а)- устье скважины совпадает с пьезометрической поверхностью;

б)- устье скважины расположено выше пьезометрической поверхности;

Практика строительства нефтяных и газовых скважин показала, что аномально высокие давления встречаются повсеместно. Аномально низкое пластовое давление в природе наблюдается редко. Это давление может возникнуть в морских бассейнах вследствие истощения продуктивных пластов.

В существовании аномальных давлений важную роль играет время. Непроницаемые перегородки никогда не бывают герметичными и постоянными в масштабе геологических периодов. С течением времени давления имеют тенденции к выравниванию с обеих сторон перегородки.

Давление гидроразрыва горных пород

Это давление, создаваемое флюидом, при котором в горной породе начинают возникать трещины, что может стать причиной поглощения

бурового или тампонажного раствора, а затем и ГНВП.

Гидроразрыв горных пород представляет собой сложное явление. Величина давления гидроразрыва горных пород может находиться в пределах от пластового до полного горного давлений и зависит от многих факторов, таких как: прочность, анизотропия и проницаемость пород, физико-химических и термических напряжений, азимутального и зенитного углов скважины.

Для прогнозирования градиента гидроразрыва существуют различные зависимости. В отечественной и зарубежной практике используется формула Б. А, Итона (1.2) и (1.3)

grad Ргр = , (1.2)

где , — пластовое и горное давления, Па; H – глубина пласта, м; — коэффициент Пуассона.

grad Ргр = , (1.3)

Значения коэффициента Пуассона для наиболее распространенных горных пород приведены в таблице 1.1.

предложена формула, отражающая механизм гидроразрыва горных пород различных категорий,

, МПа, (1.4)

В исключительных случаях при полном отсутствии промысловых данных допускается использовать эмпирическую зависимость

, МПа (1.5)

С увеличением глубины скважины градиент давления гидроразрыва пород возрастает. Следовательно, наибольшая вероятность его возникновения будет в верхней части открытого ствола (под башмаком предыдущей зацементированной обсадной колонны).

Для наиболее точного определения прочности горных пород используют данные непосредственных измерений при интенсификации притока, а также данные наблюдений за поглощением бурового раствора во время бурения или цементирования.

За рубежом и в нашей стране после разбуривания башмака обсадной колонны проводят работы по определению давления поглощения горных пород, которое должно быть больше давления опрессовки цементного кольца, т. е. определяют максимально допустимое увеличение плотности промывочной жидкости при дальнейшем углублении скважины. Знание давления поглощения обязательно для успешной ликвидации НГВП или открытого фонтана.

Обычно испытания проводят под башмаком кондуктора и промежуточных обсадных колонн. При этом горная порода не должна подвергаться гидроразрыву во избежание осложнений в скважине.

Методика проведения исследования заключается в следующем.

1. Разбуривают цементный стакан и породу на 10-15 метров ниже башмака обсадной колонны.

2. Промывают скважину и выравнивают параметры бурового раствора.

3. Поднимают долото в башмак обсадной колонны. Контролируют, чтобы скважина была полностью заполнена буровым раствором.

4. Подсоединяют цементировочные агрегаты к опрессовочной головке. Опрессовывают нагнетательную линию.

5. Вызывают циркуляцию бурового раствора через линию дросселирования при полностью открытом штуцере. Регулируют производительность цементировочных агрегатов в пределах 40-80 л/мин.

6. Закрывают скважину (превентором и штуцером).

7. Прокачивают цементировочным агрегатом внутрь бурильной колонны буровой раствор, увеличивая давление в скважине до половины расчетного максимального значения. При этом на устье регистрируют повышение давления по мере увеличения объема закачиваемого раствора.

8. Продолжают закачивание бурового раствора порциями по 0,04 м3 каждый раз с последующей выдержкой во времени (2-3 минуты), для стабилизации давления в скважине. По полученным данным строят график изменения давлений в скважине после каждой закачанной в неё порции (рис. 1.3).

10. Останавливают насос и делают выдержку в течениеминут.

11. Осуществляют плавное (по 0,5-1,0 МПа/мин.) стравливание давления через штуцер. Сравнивая объем возвратившейся жидкости с закаченной, определяют объем жидкости поглощенный пластом.

Рисунок 1.3 – Типовая диаграмма испытания горной породы на

прочность методом опрессовки:

1- давление нагнетания; 2- статическое давление

Гидростатическое давление на забой и стенки скважины

Это давление, создаваемое столбом жидкости определенной плотности выше рассматриваемого сечения.

Прогнозирование его величины является необходимым для создания противодавления на стенки скважины с целью предотвращения

В покоящейся вязкой или ньютоновской жидкости гидростатическое давление распределяется по глубине скважины согласно уравнению

(1.6)

где Ргс – полное гидростатическое давление на глубине h (м), Па; Ро – внешнее давление на свободной поверхности жидкости, Па; ж— плотность жидкости, кг/м3; g – ускорение свободного падения, м/с2.

Гидростатическое давление зависит от высоты столба флюида и его плотности. Сечение и геометрия столба не оказывают влияния на величину давления. Любое изменение давления в произвольной точке несжимаемой жидкости, находящейся в статическом состоянии полностью передается в любую другую точку этой жидкости. Гидростатическое давление в какой-либо точке одинаково во всех направлениях.

В глубоких скважинах, заполненных буровой промывочной жидкостью, значения гидростатического давления отклоняется от закономерности (1.6). Отклонения обусловлены влиянием высокой температуры, давления, фильтрацией, контракцией и др. С увеличением глубины скважины влияние температуры преобладает над влиянием давления, в результате чего плотность буровой промывочной жидкости уменьшается. В работе [1] приведены эмпирические зависимости влияния температуры и давления на плотность буровых растворов

для t 1300С

(1.7)

для t 1300С

(1.8)

Необходимо учитывать, что если остановить или снизить циркуляцию, то температура буровой промывочной жидкости повысится, что приведет к снижению плотности и как следствие – гидростатического давления.

Любое изменение давления в произвольной точке несжимаемого флюида, находящегося в состоянии равновесия, полностью передается в любую точку этого флюида.

Скважина с помещенной внутри колонной труб уподобляется U-образной трубе (колонна труб представляет одну из ветвей, а кольцевое пространство – другую). В случае, если U-образная труба содержит неподвижный флюид, свободные поверхности этого флюида находятся на одном уровне в обеих ветвях трубы. Гидростатическое давление одинаково на одной горизонтали независимо от рассматриваемого сечения. Если в ветви U-образной трубы содержат флюиды различной плотности, то свободные поверхности флюидов находятся на разных горизонтальных уровнях. Для достижения равновесия системы происходит переток флюида с большей плотностью из одной ветви в другую. Как правило, гидростатическое давление одинаково в нижней части обеих ветвей U-образной трубы.

Согласно Правил [2] предусматривается, чтобы гидростатическое давление на забой скважины превышало пластовое на величину не менее:

В необходимых случаях допускается превышения гидростатического давления над пластовым давлением:

для скважин с глубиной до 1200 м на 1,5 МПа

для скважин с глубиной более 1200 м на 2,5-3,0 МПа

Гидродинамическое давление в скважине

Гидродинамические давления в скважине возникают при течении жидкости по циркуляционной системе и при спуско-подъемных операциях.

, (1.9)

где — потери давления в наземной обвязке; — потери давления в бурильной колонне; — потери давления в забойном двигателе; -потери давления в долоте; — потери давления в кольцевом пространстве.

Наибольшие потери давления происходят в долоте и забойном двигателе (от 50 до 70 %). В кольцевом пространстве они, как правило, меньше чем внутри труб.

В случае циркуляции через штуцерную батарею (при ликвидации нефтегазоводопроявлений) потери давления составят

, (1.10)

где — потери давления в отводном канале (от задвижки устья скважины до регулируемого штуцера); — потери давления на регулируемом штуцере.

Любое изменение величины перепада давления в данной точке циркуляционной системы (размыв или закупорка насадок долота, изменение пропускного сечения дросселя и др.) повлечет идентичное изменение давления до этой точки и оставит неизменными их ниже нее. Таким образом, состояние отверстия дросселя регулирует давление в любой точке циркуляционной системы.

При цементировании скважин потери давления обусловлены закачиванием тампонажного раствора по наземной обвязке , в обсадные трубы и кольцевое пространство

. (1.11)

Значение гидравлических потерь определяется по существующим методикам.

При проведении спуско-подъемных операций в скважине могут возникать значительные по величине гидродинамические давления.

В результате подъема труб в начальный момент в буровом растворе возникают напряжения растяжения, и чем больше его объемная прочность, тем более длительное время не происходит движения раствора. Возникает эффект свабирования, вызывающий снижение давления на стенки скважины и забой. В начале движения бурильной колонны создаются дополнительные колебания давления, обусловленные разрушением структуры раствора. Для компенсации эффекта свабирования создают запас давления от 2,5 до 3,5 МПа.

При спуске труб происходит сжатие всего объема бурового раствора в затрубном пространстве, инициируется давление под долотом (башмаком), сдвигающее раствор. Возникает эффект поршневания, вызывающий увеличение давления в скважине, что может привести к поглощению бурового раствора. В начале спуска свечи давление под долотом возрастает, а после торможения оно снижается и может стать меньше гидростатического, что может вызвать поступление пластового флюида в скважину.

Напряжения растяжения и сжатия после окончания спуска или подъема каждой свечи снижаются во времени. Время релаксации может достигать нескольких часов в зависимости от длины колонны труб и величин возникающих напряжений.

Гидродинамическое давление зависит от многих случайных факторов – таких как кавернозность ствола скважины, образования сальников на бурильных трубах, толщины фильтрационной корки, эксцентриситета и др. В связи с этим в настоящее время не существует единой точки зрения на методы расчета гидродинамического давления при спуско-подъемных операциях.

Избыточные давления Ри в скважине возникают в случае превышения пластового давления над гидростатическим (при нефтегазоводопрявлениях).

. (1.12)

Избыточное давление в бурильных трубах измеряют манометром на стояке при закрытой скважине без циркуляции.

Избыточное давление в обсадной колонне измеряют в затрубном (кольцевом) пространстве на устье закрытой скважины при отсутствии циркуляции.

Давление на забой скважины при циркуляции жидкости всегда превышает гидростатическое (рис. 1.4).

. (1.13)

Для определения гидравлических потерь давления в кольцевом пространстве в практических расчетах используется формула Дарси-Вейсбаха

, (1.14)

где — коэффициент гидравлических сопротивлений (0,03-0,03); — скорость

В некоторых случаях имеется необходимость в обратной циркуляции. Внутри скважины для данного расхода перепады давлений при прямой и обратной промывке одинаковы. Однако, давление на забой при обратной циркуляции значительно больше, чем при прямой циркуляции.

Скважина закрыта. Идет процесс вымывания поступивших в скважину флюидов.

Забойное давление равно сумме гидростатического, избыточного и потерям давления в кольцевом пространстве.

Скважина закрыта. Имеется избыточное давление в кольцевом пространстве при ГНВП.

Забойное давление равно сумме гидростатического давления и избыточного давления в кольцевом пространстве.

Скважина открыта, идет циркуляция бурового раствора.

Забойное давление равно сумме гидростатического давления и потерям давления в кольцевом пространстве

скважина открыта, циркуляция бурового раствора отсутствует. Забойное давление равно гидростатическому давлению

В случае прямой циркуляции

— для турбулентного течения жидкости

, (1.15)

— для структурного течения жидкости

. (1.16)

В случае обратной циркуляции

-для турбулентного течения жидкости

, (1.17)

— для структурного течения жидкости

, (1.18)

где — уменьшение веса бурильной колонны при промывке скважины, Н; d— наружный диаметр труб бурильной колонны, м; Pc – давление на устье скважины при обратной промывке, Па; f – коэффициент, учитывающий распределение касательных напряжений (f =1,03-1,08)

Точность расчета гидравлических сопротивлений по формулам (1.16-1.18) будет зависеть от класса точности датчика веса бурильной колонны и погрешности при определении фактического диаметра скважины.

Забойное давление при глушении скважин в случае НГВП

. (1.19)

На величину забойного давления при спуско-подъёмных операциях влияют скорость движения бурильной колонны, площадь кольцевого зазора, реологические характеристики промывочной жидкости, тип обратного клапана и др.

При подъеме бурильной колонны забойное давление равно

, (1.20)

где — гидродинамическое давление под долотом; — снижение забойного давления в результате фильтрации, контракции, седиментации и температурных изменений; — снижение давления за счет недолива скважины.

При спуске бурильной колонны давление на забой скважины равно

, (1.21)

где D Рст –температурные изменения гидростатического давления бурового

Экспериментально установлено, что давление, возникающее под долотом, практически не передается на забой если расстояние между ними более 700-800 м. Скорость движения колонны в диапазоне от 0,16 до 0,55 м/с не оказывает существенного влияния на величину забойного давления.

1.3 Причины формирования зон с аномальными пластовыми давлениями

Режим нормального давления предполагает существования системы, гидравлически открытой для атмосферы. Образование аномальных давлений требует одновременного присутствия непроницаемой перегородки (покрышки) и самого фактора создающего аномальное давление.

Непроницаемые перегородки имеют седиментологическое и тектоническое происхождение (накопление осадков мало-или непроницаемых отложений, тектоническая активность, явления диагенеза).

Существуют множество факторов являющихся причиной происхождения аномально высоких пластовых давлений, которые связаны с геологическими, физическими, геохимическими и механическими процессами. Вероятно, несколько факторов одновременно способствовали образованию АВПД в каждом конкретном геологическом регионе.

— пьезометрический уровень пластовых флюидов. Влияние региональной потенциометрической поверхности, имеющей аномально высокий уровень. Это главная причина наличия артезианской воды в системе;

— разность плотностей в нефтеводяных и газоводяных системах. Давление пластовой воды в залежи может быть нормальным на водонефтяном контакте. Тогда как в кровле пласта наблюдается избыточное давление обусловленное разностью плотностей углеводородов и воды. Избыточное давление пропорционально разности плотностей флюидов и высоте столба углеводородов. Это избыточное давление может быть особенно значительным в случае газовой залежи;

— региональный уклон пластов. Пластовые давления, нормальные в глубокой части зоны, будут передаваться в верхнюю часть зоны, где возникнут аномально высокие давления;

— повышение давления на небольшой глубине вследствие гидравлической связи с глубокозалегающими отложениями, перетоков по негерметичному затрубному пространству;

— скорость седиментации и условия осадконакопления. Быстрое отложение, преимущественно глин с некоторым количеством песка, превышающее скорость структурного уплотнения;

— тектонические перемещения горных пород. Аномально-высокие пластовые давления могут возникнуть в результате локальных сбросообразований, складчатости, оползания, вызванного опусканием разделенных сбросами блоков, диапировыми движениями соли и глинистых сланцев, землетрясениями и др.;

— осмотические явления. Перемещение менее минерализованной жидкости через полупроницаемую перегородку (глина) в более минерализованную;

— термическая экспансия пластовых вод. Температура внутри отложений увеличивается с глубиной, что ведет к увеличению объема воды в порах горных пород. Эффект возникает только при условии, что порода изолирована герметичной перегородкой, а повышение температуры произошло после герметизации системы;

— явление диагенеза. Постепенное изменение осадка и составляющих его минералов (образование новых минералов, перераспределение и перекристаллизация веществ в осадки, литификация;

— биохимические процессы. На малых глубинах имеющиеся в отложениях органические вещества частично разлагаются под действием бактерий с выделением метана и других газов. Если миграция газа останавливается непроницаемыми породами, то он оказывается в ловушке под давлением. Величина этого давления зависит от степени герметичности пласта, окружающей температуры и окончательного состава углеводородов

— массовые накопления каменной соли. Соль способна течь с образованием соляных куполов. Подъем соли к поверхности может вызвать аномальные давления в вышележащих образованиях и по бокам купола;

— наличие в геологическом разрезе криолитозоны. Аномальные давления встречаются локально на глубинах до 500 м в результате резких изменений климата.

Из опыта мировой практики бурения установлено, что существования АВПД в глинистых отложениях составляет 65 %, в солевых отложениях – 33 %, а в карбонатных – 2 %. Наиболее часто (75 %) АВПД встречаются в углеводородных залежах антиклинальной формы, имеющих глинистую покрышку (рис. 1.5.).

распределение давлений по глубине скважины (б)

В глинистой покрышке, как правило, образуется ореол вторжения вследствие интенсивного проникновения высоконапорных флюидов из залежи. В ореоле вторжения наблюдается сильная загазованность, насыщенность рассеянной водой и нефтью. Вторгнувшиеся флюиды создают аномально высокие давления в порах глин, что способствует их разуплотнению и набуханию. В результате происходит уменьшение прочности глинистой покрышки. Ореол вторжения распространяется до труднопроницаемого литологического барьера, окаймляющего верхнюю часть разуплотненных горных пород. Его мощность бывает различной. В ореоле вторжения резко возрастают градиенты давлений. С глубиной скважины они снижаются и аномальность давления в залежи уменьшается. Аномальность также снижается от свода залежи к ее переферии.

1.4 Прогнозирование и обнаружение аномально высоких давлений

Для выявления пластов с аномально высокими пластовыми давлениями до бурения скважин используется данные геологических изысканий, результаты геофизических исследований, информация о соседних скважинах.

По данным геологических изысканий могут быть составлены примерные карты распределения давлений.

Сейсмические методы геофизики позволяют до бурения выявить нахождение недоуплотненных глин. Как правило, недоуплотненная зона характеризуется хаотическим отражением или отсутствием отражения волн.

Информация о соседних скважинах для выявления аномальных давлений важна. Она используется при составлении программ бурения новых скважин.

Для оперативного контроля особую ценность представляют данные, полученные непосредственно при бурении скважин. Выявление зон АВПД по данным бурения основано на контроле показателей (индикаторов): механической скорости бурения, d – экспоненты, вращающего момента на роторе, веса на крюке, давления на выкиде насоса, плотности и температуры выходящего бурового раствора, количества, размера, формы и плотности выносимого буровым раствором шлама, содержания газа в буровом растворе и др.

Рекомендуется отслеживать АВПД по нескольким, не менее трех, показателям.

Механическая скорость бурения скважин

Механическая скорость при нормальных условиях бурения уменьшается с глубиной. Однако при бурении разуплотненных глин в ореоле вторжения она резко увеличивается, что служит индикатором вхождения скважины в зону высоких давлений. При этом следует учитывать, что на величину механической скорости оказывают влияние многие другие факторы, такие как: литология разбуриваемых горных пород, параметры режима бурения, текущее состояние долота, свойства бурового раствора. Влияние этих параметров таково, что не всегда удается определить причину изменения механической скорости.

Таким образом, механическая скорость бурения однозначно отражает изменение пластового давления в глинистых породах в том случае, когда параметры режима бурения остаются постоянными.

Данные об изменении механической скорости бурения рекомендуется фиксировать в мягких породах через 10-15 метров, а в твердых – через 1,5-3 метра.

Влияние изменения параметров режима бурения можно исключить, используя нормализованную скорость бурения, представляющей собой безразмерное выражение (d-экспонента), полученное из уравнения механической скорости бурения.

, (1.22)

где v—механическая скорость бурения, м/час; n— частота вращения долота, об/мин; Рос— осевая нагрузка на долото, кН; — плотность бурового раствора, кг/м3; g – ускорение свободного падения, м/с2 ; — диаметр долота, м.

Расчеты значений должны быть приурочены к интервалам залегания глин или глинистых сланцев. Обычно значения d-экспоненты изменяются от 0,5 до 2,5. В нормальных условиях она равномерно возрастает с глубиной. При вхождении в недоуплотненную зону отмечается отклонением ее в

Плотность глинистого шлама

Считается, что измерение плотности глинистого шлама является наиболее объективным способом выявления зон АВПД. В зонах нормального пластового давления плотность глин увеличивается с глубиной. Отклонение от нормальной тенденции изменения в сторону уменьшения покажет наличие недоуплотненных глин и, следовательно, высоких давлений. Однако на плотность глин может повлиять наличие тяжелых минералов и воздействие буровой промывочной жидкости.

Количество и форма глинистого шлама

При разбуривании горных пород в пределах ореола вторжения наблюдается увеличение количества глинистого шлама на виброситах. При этом размер частиц шлама увеличенный, а форма – удлиненная с острыми краями.

Количество и форма глинистого шлама имеет второстепенное значение и могут использоваться для подтверждения других признаков аномальности давлений.

Вращающий момент на роторе и вес на крюке

Рассматриваемые выше факторы по причине неоднозначности самостоятельного значения не имеют и могут применяться в совокупности с другими индикаторами зон АВПД.

Температура бурового раствора

Недоуплотненная горная в ореоле вторжения порода имеет теплопроводность ниже нормального значения. Величина геотермического градиента уменьшается при приближении к такой породе, затем повышается в интервале ее залегания, достигая аномально высокого уровня. Изменение геотермического градиента можно контролировать, измеряя температуру бурового раствора на устье скважины. При вскрытии зоны АВПД температура раствора на выходе из скважины возрастает, достигая 20 % на 100 метров проходки. Однако на точность измерений оказывают влияние свойства самой буровой жидкости, величина кольцевого зазора, время после восстановления циркуляции и др. В этой связи температура бурового раствора является дополняющим фактором при обнаружении зон АВПД.

Газирование бурового раствора

Бурение скважин в пределах ореола вторжения может сопровождаться газированием циркулирующего бурового раствора. Рекомендуется непрерывно контролировать поступление газа в буровой раствор. Признаком поступления газа в скважину является увеличение газосодержания бурового раствора после наращивания бурового инструмента.

Практика бурения свидетельствует о необходимости комплексной оценки при прогнозировании зон АВПД.

1.5 Причины и условия возникновения газонефтеводопроявлений в скважинах

Газонефтеводопроявления являются одним из самых распространенных осложнений в процессе сооружения скважин.

При бурении пластовые флюиды в незначительном количестве постоянно поступают в скважину. Приток флюида обусловлен осмотическими и капиллярными перетоками, контракционными и фильтрационно-депрессионными эффектами, температурными факторами, диффузией газа и другими явлениями, которые непосредственно при наличии противодавления на пласт не приводят к газонефтеводопроявлениям. Однако даже при незначительных по интенсивности притоках пластового флюида происходит снижение забойного давления, что создает опасность возникновения осложнений.

Поэтому все зарегистрированные случаи газонефтеводопроявлений, а также открытые фонтаны произошли вследствие превышения пластового давления над забойным давлением.

Причины ГНВП приведены на рисунке 1.6.

Превышение пластового давления над забойным давлением происходит, как правило, в результате:

— вскрытия пласта с более высоким градиентом пластового давления, чем предусмотрено проектом;

— снижения плотности буровых или тампонажных растворов из-за нарушения геологических или технологических требований;

— уменьшения высоты столба бурового раствора вследствие недолива при подъеме труб или поглощения;

— неконторолируемого ввода химических реагентов или воды;

— колебаний гидродинамического давления, вызванных движением бурильных или обсадных труб;

— прекращения циркуляции бурового раствора;

— снижения гидростатического давления при ОЗЦ;

— установки специальных ванн с жидкостью, плотность которой меньше плотности бурового раствора.

Условие возникновения ГНВП при бурении, промывке и цементировании скважин имеет вид

. (1.23)

В случае прекращения циркуляции (геофизические исследования, простой скважины и т. д.)

. (1.24)

Наиболее часто возникают проявления при проведении спуско-подъемных операций.

Условие возникновения проявления в скважине при подъеме бурильной колонн выражается неравенством

, (1.25)

где — гидродинамическое давление в кольцевом пространстве, обусловленное движением бурильной колонны; — снижение давления вследствие контракции, седиментации, фильтрации, температурных изменений в неподвижном буровом растворе; — опорожнение скважины по причине недолива ее буровым раствором.