УДК 622.248.3
© Коллектив авторов,1998
А.В.Мнацаканов, Р.В.Аветов (ВНИИБТ), П.В.Куцын, О.А.Блохин ("Газобезопасность" РАО "Газпром")
Причины выбросов в скважине и обнаружение газонефтеводопроявлений на ранней стадии их возникновения
A. V. Mnatsakanov, R. V. Avetov (VNIIBT), P. V. Kutsyn, O. A. Blokhin («Gazobezopasnost» under RAO «Gasprom»)
О
The Reasons of Blowouts in Wells and Detection of Gas, Oil and Water Showings at the Earlier Stage of Their Origin
Given are certain results of investigations of blowout formation with the movement along the borehole of gassed drilling mud, which creates unstable equilibrium of the system in wells 2000 m deep. Given are the data of experimental operations on working out of technological control conditions with the location of drilling column at various distances from the bottomhole zone.
своение месторождений нефти и газа на больших глубинах и в новых районах требует в первую очередь разработки совершенных технологических схем проводки скважин и методов борьбы с различными осложнениями, возникающими при бурении. Вместе с тем разведка и разбурива-ние нефтяных и газовых залежей, находящихся на большой глубине, сопряжены со значительными трудностями, обусловленными главным образом необходимостью преодоления различных осложнений, возможность возникновения которых возрастает в глубоких скважинах.
В отечественной буровой практике часто в целях предотвращения выбросов при бурении разведочных скважин ожидаемые пластовые давления завышаются, что неоправданно увеличивает плотность бурового раствора и, как следствие, приводит к созданию слишком большой разности между давлением в скважине и пластовыми или поровыми давлениями в проходимых породах. Однако при утяжелении бурового раствора предотвратить возможные выбросы не удается, поскольку возникающие при этом неконтролируемые перепады давлений между скважиной и пластами, самопроизвольные гидроудары вязкого тяжелого раствора вызывают гидроразрывы слабых пластов, прихваты колонн труб, а также выбросы. Утяжеленные буровые раство-
ры способствуют также проникновению фильтрата и твердых частиц в горные породы, слагающие призабойную зону пласта, что вызывает трудности при испытании пласта, где даже незначительные перепады между пластом и скважиной не позволяют вызвать приток флюида из призабойной зоны. Утяжеленные буровые растворы значительно осложняют условия проводки скважин, резко увеличивают стоимость 1 м проходки, снижают скорость бурения, а также уменьшают дебиты скважин. Поэтому при бурении необходимо использовать буровой раствор плотностью, минимально допустимой по условиям проводки скважин.
Бурение в условиях равновесия или при превышении пластового давления над забойным создает предпосылки для проявления пласта и выбросов. Кроме того, если открытое фонтанирование с разрушением сооружений на суше может привести к большому материальному ущербу, то в условиях моря при разрушении платформы с кустом скважин материальный ущерб значительно возрастает и наносит серьезный экологический урон. Таким образом, единственный путь успешного развития бурового процесса - надлежащий контроль, который должен осуществляться при проводке скважин, особенно в зонах газопроявлений.
Угроза выброса должна быть обнаружена на самых ранних стадиях его разви-
тия, поскольку борьба с ним в этот период наиболее эффективна, а затраты минимальны. Развитие газовых выбросов далеко не всегда может быть замечено, так как снижение противодавления на пласт происходит постепенно, без видимых на устье скважины изменений, и после наступления "неустойчивого равновесия" возможен выброс с последующей работой пласта без противодавления. Выявление условий возникновения выброса в результате расширения газожидкостной смеси представляет интерес с точки изучения этого явления и оценки безопасного предела концентрации газа в буровом растворе.
Выброс газожидкостной смеси возможен только при определенном сочетании высоты газированной смеси I , газового
г см
числа Ло=Рв/Рр (Рв, - расход соответственно воздуха при нормальных условиях и бурового раствора) и критической высоты бурового раствора, находящегося над смесью, Ь^. Высоту газированной пачки I , при которой может возникнуть фонтан, В.Д.Малеванский рекомендует определять из выражения
, Р1Кр +РрН -РрКр -Рр1см !п-=
Р0 +РрН -рр'см = р0 +Рр1см +ррКр -р1кр
Ко Ро '
(1)
5 2 3 4 5 6 78910
20 30 50 70 100 150200 300
Рис.1. Зависимость для определения момента выброса при
перемещении столба газированного бурового раствора по стволу учебной скважины (Н=2000 м, рр =1,1 г/см3)
где Р1кр -
ц ро(ро + рру) цро - (ро + РрКр )
гидро-
статическое давление, создающееся в скважине по мере накопления на забое газированной жидкости к моменту наступления неустойчивого равновесия; рр -плотность бурового раствора; Н - глубина скважины; Р) - атмосферное давление; Ц0=Рв/Рр - газовое число в атмосферных условиях.
Параметр можно определить из выражения
цоро(ро +Р рЬР + цоро -(ро +РрКр)
цоро
(ГНВП), определить режимы работы системы контроля, а также перейти к дальнейшим исследованиям по отработке технологии 'кр=350 м, ^р=41 м;
гппп 2,2' - рР=1,5 г/см3, К=87%, В =6,7, ш=10%, /см=500 м, 5=1360 м, / =603 м, контроля за 1НВ1 1 ' рР ' ' ' ' 0 ' ' т ' см ' ' Ф '
V34 м;
в различных усло- 3 3, - рр=2,0 г/см3, К=87%, в0=6,7, у=10%, /см=1397 м, Б=490 м, /кр=1480 м,
Рис. 2. Зависимость времени it от расстояния, пройденного пачкой газожидкостной смеси минимального размера до возникновения выброса, в (Нскв = 200 м):
1,1' - Рр=1,1 г/см3, К=87%, в0=6,7, у=10%, /см=250 м, Б=1600 м,
V27 м
+ цо ро |п"
--ро +ррН .(2)
цоро -(ро + Р рКр)
При ограниченных объемах смеси в скважине, например при движении пачек газированного бурового раствора, выброс может не произойти вообще, если концентрация газа в растворе и высота пачки не соответствует условиям его возникновения.
Результаты теоретических и экспериментальных исследований, а также отработка технологических режимов контроля в различных горно-геологических условиях позволили создать технологию обнаружения газонефтеводопроявлений
виях проводки скважины.
ВНИИБТ совместно с фирмой "Газобезопасность" РАО "Газпром" продолжает исследовательские работы по отработке технологии и технических средств системы раннего обнаружения ГНВП с целью определения оптимальных технологических режимов контроля и совершенствования технических средств при отработке модели процесса формирования "выброса". В настоящее время завершаются работы по обустройству отраслевого учебного центра на Астраханском газоконденсатном месторождении для подготовки персонала по вопросам противофонтанной и газовой безопасности.
ВНИИБТ и фирма "Газобезопасность" осуществляют подготовительные работы для проведения опытной эксплуатации системы раннего обнаружения
ГНВП в учебно-тренировочном центре "Досанг" фирмы "Газобезопасность" в скважине глубиной 2000 м. Работы предусматривают исследования процесса формирования выбросов, отработку технологии и технических средств системы раннего обнаружения ГНВП при движении по стволу скважины пачек газожидкостной смеси с различными параметрами, которые приводят к выбросу, и при расположении бурильной колонны на разных расстояниях от забоя скважины.
Система раннего обнаружения ГНВП основана на различии времени распространения гидравлических импульсов давления в исходном буровом ^ и контролируемом буровом tк растворах. По разности Дt = tк - ^ определяют приток флюида в скважину. Основы технологии применения системы контроля
26 5/1998
А7кр, М 140 130 120 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10
200 400 600 800 10001200 1400 16001800 2000 22002400 2600
800 700 600 500 400 300 200 100
4
■"з
2
' 1
10
0 400 800 1200 1600 2000 2400 2800 3200 3600 в, М
Рис. 3. Зависимость для определения условий возникновения выброса при движении газожидкостной смеси минимальной высоты по стволу скважины при постоянной глубине скважины Нскв=2000 м, рр =1,1 г/см3 (а) и разной глубине, рр =2 г/см3 (б):
а: 1 - К=99%, В =99, ш=5%, / =5 м, Б=1894 м, I =60 м, Л =46 м;
' О ' 1 ' см ' ' кр ' кр '
2 - К=99%, ВО=99, ш=10%, /см=16 м, S=1807 м, Г=109 м, Л =84 м;
' о ' 1 ' см ' ' кр ' кр '
3 - К=99%, ВО=99, ш=15%, /см=30 м, S=1727 м, /кр=156 м, Л =117 м;
' о ' 1 ' см ' ' кр ' кр '
4 - К=99%, ВО=99, ш=20%, /см=47 м, S=1654 м, /„=201 м, ^=145 м;
' о ' 1 ' см ' ' кр ' кр '
5 - К=80%, ВО=4, ш=5%, /см=169 м, S=1744 м, / =234 м, Лкр=22 м;
' о ' 1 ' см ' ' кр ' кр '
6 - К=70%, ВО=2,3, ш=5%, /см=1260 м, S=661 м /кр=1327 м, Лкр=12 м;
' о ' ' 1 ' см ' ' кр ' кр '
б: 1 - Н=2000 м, К=95%, ВО=19, ш=10%, /см=85 м, S=166 м, /кр=166 м, Лкр=51 м;
' ' о ' 1 ' см ' ' кр ' кр '
2 - Н=3000 м, К=95%, ВО=19, ш=10%, /см=186 м, S=2334 м, /„=302 м, ^=64 м;
' ' о ' 1 ' см ' ' кр ' кр '
3 - Н=4000 м, К=95%, ВО=19, у=10%, /см=377 м, S=3394 м, /кр=533 м, Лкр= 73 м;
4 - Н=5000 м, К=95%, ВО=19, у=10%, /см|=!
Из рис.1 видно, что при К0< 1 и любой высоте столба газированного бурового раствора положение неустойчивого равновесия системы в скважине не возникнет. Р по-
ост
казателя К значи-
0
тельно увеличивает ^р. Например, при движении по стволу скважины столба газожидкостной смеси высотой I =
см
500 м (см. рис. 1) при К0 равном 5, 10 и 50 h составляет
кр
соответственно 30, 70 и 250 м. При
одинаковом
К
рост
высоты столба газированного бурового раствора увеличивает h .
кр
Из рис.2 (кривая 1) следует, что для создания неустойчивого равновесия системы при движении столба газожидкостной смеси по стволу скважины с концентрацией К = 87%, что соответствует К0=6,7, при рр = 1,1 г/см3 и
) м, S=3914 м, /кр=р1005 м, Лкрк= 81 м;
раннего обнаружения ГНВП рассмотрены в выполненных ранее исследова-ниях1. На рис.1-3 приведены некоторые результаты исследований процесса формирования выброса при движении по стволу скважины пачек газированного бурового раствора, создающих неустойчивое равновесие системы в скважине глубиной 2000 м.
^ = 10% - превышение
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.