image
energas.ru

Газовая промышленность № 05 2018

Бурение и строительство скважин

01.05.2018 11:00 ГАЗОПРОЯВЛЕНИЯ ПРИ КРЕПЛЕНИИ ГЛУБОКИХ РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН В ОСЛОЖНЕННЫХ ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ
При строительстве скважины особое значение имеет создание надежной крепи, являющейся ее основной функциональной частью и состоящей из обсадных труб и цементной оболочки. Проблема повышения качества крепления скважин, зависящего от многих природных и технико-технологических факторов, постоянно усложняется по мере перехода на большие глубины, особенно если ствол скважины вскрывает разрез со сложными горно-геологическими характеристиками и возникает необходимость крепления зон с АВПД в условиях высоких температур. В процессе вскрытия газонефтеводонасыщенных коллекторов трещинного типа часто возникают осложнения, связанные с поступлением газа в ствол скважины. В статье рассмотрены результаты исследования и изучения причин газопроявлений при креплении глубоких разведочных скважин в осложненных горно-геологических условиях. Выявлены причины поршневания газа вверх из нижнего газоносного пласта при разбуривании башмака потайной колонны, спровоцированного высоким гидростатическим давлением бурового раствора. Изложены результаты промысловых работ – попыток ликвидации газопроявлений посредством ступенчатого увеличения плотности бурового раствора до максимального значения и изменения схемы промывок. Рассмотрены возможность оценки предотвращения выхода газа через цементный камень за потайной колонной с использованием расчетного метода на примере конкретной глубокой скважины, а также распределения давлений и возможных газопроявлений за обсадной колонной. Приведен уточненный механизм расчета предельного давления в скважине, позволяющий сделать выводы и разработать предложения по технологическим параметрам процесса бурения, направленные на предотвращение газопроявлений при креплении скважин.
Ключевые слова: СКВАЖИНА, БУРЕНИЕ, АНОМАЛЬНО ВЫСОКОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ, БУРОВОЙ РАСТВОР, ПЛАСТОВЫЙ ФЛЮИД, ПОТАЙНАЯ КОЛОННА, ЦЕМЕНТНЫЙ КАМЕНЬ, ГАЗОПРОЯВЛЕНИЕ.
Открыть PDF


При бурении глубоких разведочных скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений (АВПД) в процессе вскрытия газонефтеводонасыщенных коллекторов трещинного типа часто возникают осложнения, связанные с поступлением газа в ствол скважины. Причинами этого могут быть превышение пластового давления над забойным, гравитационное замещение пластового флюида тяжелым буровым раствором, поршневания при подъеме бурильной колонны. В условиях вскрытия коллектора с высокой межгранулярной пористостью, кавернами повышенной раскрытости и трещинами при переутяжелении бурового раствора газ может проникать в пласт и замещать пластовый флюид [1, 2].

При вскрытии газоносных пластов в процессе бурения скважин, обсаженных потайными колоннами, из-под башмака часто происходит разгазирование бурового раствора и не всегда получается устранить газопроявления путем повышения плотности бурового раствора. Теоретически механизм возникновения этого явления можно объяснить переносом вверх пластового давления по заколонному пространству потайной колонны при условии ее некачественного цементирования.

Причиной поступления газа из кольцевого пространства за потайной колонной также может быть неравномерное распределение давления, создаваемого буровым раствором по стволу скважины, что обусловлено конструкцией скважины [3]. По данным замера глубинным манометром распределение давления бурового раствора по стволу скважины неравномерно и увязывается с конструкцией скважины (табл. 1). В результате распределения пластового давления непосредственно над «головой» потайной колонны наблюдается резкое уменьшение эквивалентной плотности бурового раствора, что возможно только при поступлении газа (рис. 1). В данном случае буровой раствор неподвижен во время замеров давления, поэтому такое совпадение можно объяснить только негерметичностью цементного камня за потайной колонной.

Состояние контакта цементного камня с колонной и породой изменяется вдоль интервала креп- ления. Результаты акустического каротажа цементирования (АКЦ) по многим глубоким скважинам показали, что в нижней части колонны качество цементирования существенно лучше, чем в верхней, где контакт цементного камня с металлом и породой плохой или отсутствует (рис. 2). Если в верхней части заколонного пространства расположен газовый пласт, который разгазировал цементный раствор, это может послужить причиной образования газопроводящего канала.

Установлено, что после разбуривания башмака потайной колонны высокое гидростатическое давление бурового раствора способно спровоцировать поршневание газа вверх из нижнего газоносного пласта.

Попытки ликвидировать газопроявление такого характера посредством ступенчатого увеличения плотности бурового раствора до максимального значения, изменения схемы промывок и ввода кольматирующих наполнителей не всегда дают положительные результаты и не позволяют увеличить продолжительность безопасного отстоя скважины. В большинстве случаев газопроявления удается ликвидировать при высокой плотности бурового раствора путем образования баритовой пробки и установки герметичного цементного моста.

Рассмотрим возможность оценки предотвращения выхода газа через цементный камень за потайной колонной с использованием расчетного метода на примере конкретной глубокой скважины, а также распределения давлений и возможных газопроявлений за обсадной колонной.

Результаты исследования цементного кольца на герметичность и замер пластового давления испытателем пластов на трубах показали, что кривая восстановления давления (КВД) оказалась незавершенной, т. е. достоверный расчет основных гидродинамических характеристик на основании диаграммы не представляется возможным. Обработанная по методу Хорнера КВД имеет только вогнутый участок без признака перехода на конечный асимптотический участок. Применяемый в целях прогнозирования итерационный метод определения пластового давления основан на ряде допущений, что снижает достоверность расчетных данных. По графику Хорнера невозможно определить не только гидродинамические характеристики, но и приблизительное пластовое давление. На объем перелива из труб за весь период испытаний влияют не только наличие притока, но и текущие термобарические условия в трубах. Наряду с действительным процессом восстановления давления на формирование КВД влияет продолжение повышения температуры в подпакерной зоне в процессе испытания. Это показывает, что если время для полного прогревания раствора не будет выдержано, то в процессе испытания повышение температуры вызовет расширение бурового раствора и рост давления в подпакерной зоне. Но если при определении пластового давления итерационным методом эти факторы не были учтены, то результаты испытаний можно скорректировать с учетом термодинамических факторов [3].

В период регистрации КВД подпакерная зона представляет собой замкнутую систему, так как она ограничена сверху пакером, сбоку – обсадной колонной, а снизу – баритовой пробкой (глинистой коркой) на цементном камне. Причем эта пробка может пропускать флюид вверх, но экранирует цементный мост в обратном направлении. При нагревании раствора в замкнутом пространстве должно создаваться дополнительное давление. Поэтому кривая отражает суммарный эффект от двух процессов: восстановления давления под пакером и приращения давления в замкнутой системе, вызванного продолжающимся нагревом бурового раствора.

По методике проектирования гидроразрыва пласта (ГРП) для терригенных коллекторов определено изменение температуры на забое при движении буровых растворов различной плотности и их начальной температуры с учетом восходящего потока, прогретого до пластовой температуры раствора.

 

РАСЧЕТ ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ

Для расчета температуры раствора в конце этапа его частичного замещения более легкой промывочной жидкостью при попадании на забой использованы уравнение, описывающее процесс передачи тепла от бурильных труб к жидкости, а также уравнение теплового баланса [4]. Все теплофизические параметры раствора найдены расчетным путем с учетом его состава.

Температура раствора на выходе из бурильных труб определяется по формуле:

 

Tвых = 2Tср – Tисх,                                     (1)

 

где Тср – средняя температура раствора на рассматриваемом участке, К; Тисх – температура на входе в участок бурильных труб, К.

Средняя температура раствора на рассматриваемом участке определяется по формуле:

 

Tср = (2∆LTсрг∆t/ + Tисхmcр)/

/(2∆L∆t/ + mcр)           (2)

 

при

 

,

 

где ∆L – длина участка, по которому течет раствор, м; Тсрг – температура горной породы на середине рассматриваемого участка, К; ∆t – время прохождения участка раствором, мин; m – масса нагреваемого раствора, кг; ср – теплоемкость раствора (ср = 2216 Дж/кг·К); – коэффициент теплоотдачи раствора ( ≈ 300 Вт/м2·К); r1 и r2 – внут- ренний и наружный радиусы бурильных труб соответственно, м; т и р – коэффициенты теплопроводности бурильных труб и раствора соответственно (т = 52 Вт/м·К; р = 0,66 Вт/м·К); Rж – радиус теплового влияния, соответствующий заданному времени, при котором определяется температура на забое, м.

На основе данных пакеровки ствола скважины определен коэффициент упругой сжимаемости раствора, МПа-1:

,                                        (3)

где ∆V – изменение объема раствора при снижении давления до атмосферного давления, м3; V0 – физический объем внутреннего пространства бурильного инструмента, м3; ∆Р – изменение давления, МПа.

Стационарный процесс нагревания бурового раствора описывается стандартным уравнением теплопередачи через плоскую стенку и уравнением теплового баланса.

В этом случае количество тепла, получаемое раствором за время нагревания t, вычисляется по формуле:

 

Q = Ft(Tпл – T)/                            (4)

 

при

 

F = 2r∆L,

,

 

где F – площадь поверхности теп- лообмена, м2; Тпл и Т – пластовая температура и температура, до которой нагреется раствор за время t, соответственно, К; r – радиус скважины, м2; ст – толщина стенки трубы, м; ст – коэффициент теплопроводности материала стенки трубы (примем ст ≈ 1,05 Вт/м·К, как для бетона); 1 и 2 – коэффициенты теплоотдачи от породы к трубе и от трубы к жидкости соответственно (1 ≈ 4,1 Вт/м2·К; 2 ≈ 300 Вт/м2·К).

Количество тепла, необходимое на нагревание раствора, вычисляется по формуле:

 

Q = mcр(T – Tнач),                                       (5)

 

где Tнач – начальная температура раствора, К.

Приравнивая правые части уравнений (4) и (5), найдем температуру, до которой нагреется раствор за определенный промежуток времени t:

 

,                         (6)

 

где – плотность бурового раствора, кг/м3.

Значения температуры раствора на забое по проведенным расчетам представлены на рис. 3.

В процессе замещения в затрубное пространство с забоя поступал уже прогретый раствор. С учетом этого, а также принимая во внимание простой скважины в течение 25 мин перед началом открытого периода, аналогично по формуле (6) было определено изменение температуры растворов в трубном пространстве при их нагревании (табл. 2).

С использованием приведенных данных определен коэффициент объемного теплового расширения раствора:

, (7)

 

где ∆V' – приращение объема раствора при нагревании его на величину ∆Т, м3; V0' – физический объем внутреннего пространства бурильных труб до запорного клапана, полностью заполненный раствором, м3; ∆T – изменение температуры при нагревании раствора в трубном пространстве, К.

Неточности, допущенные при определении абсолютной величины температуры под пакером, не оказывают существенного влияния на конечный результат, так как в представленных выше расчетах использовался перепад температуры за незначительный промежуток времени.

В течение времени регистрации КВД буровой раствор продолжал нагреваться и расширяться. Так как запорный клапан был закрыт, приращение объема раствора в замкнутой системе пойдет на увеличение давления раствора в подпакерном пространстве. Изменение давления в этом случае можно рассчитать по формуле:

,                                        (8)

 

где ∆Т – изменение температуры под пакером, К.

Вычитая из показаний манометра приращение давления, рассчитанное по формуле (8), получим КВД только за счет действия пластового давления (рис. 4). Если учесть при этом прирост давления за счет нагревания раствора в замкнутом пространстве, то величина пластового давления будет составлять не более 119,6 МПа, что соответствует градиенту давления 207 МПа на глубине 5680 м. Полученное значение градиента пластового давления практически совпадает с величиной градиента порового давления, полученной по данным бурения методом d-экспоненты и равной 2,04 МПа/100 м.

При отсутствии фактических промысловых данных о давлениях ГРП обычно пользуются формулой Б.А. Итона или производными от нее:

, (9)

 

где Pгр – давление ГРП, МПа; μ – коэффициент Пуассона, безразмерная величина; Pгор – вертикальное горное давление, МПа; Pпл – пластовое давление, МПа; P0 – предел прочности породы на разрыв, МПа.

 

Gгр = 0,83 + 0,66Gпл,                (10)

 

где Gгр и Gпл – градиент давления гидроразрыва и пластового давления соответственно, МПа.

Графики распределения плотности и средневзвешенной плотности пород представлены на рис. 5 и 6.

Метод Итона допускает, что коэффициент Пуассона – переменная величина и зависит от глубины залегания пород. Возможно, это несоответствие связано с ошибкой в принятом значении μ. Для определения его фактического значения воспользуемся данными по этой же скважине. Определим для описанных условий значение μ из формулы:

 

, (11)

 

где Pу – устьевое давление, МПа; жг – эквивалентная плотность бурового раствора, кг/м3; g – коэффициент ускорения свободного падения, g = 9,81 м/с²; z – глубина скважины, м; в – плотность воды, кг/м3; kа – коэффициент аномальности, безразмерная величина; kг – индекс геостатического давления в породе, безразмерная величина.

Формула (11) является выражением метода Итона, поэтому можно предположить, что этот метод определения давления ГРП не применим для больших глубин скважины.

Рассмотрим зависимость давлений гидроразрыва (промысловые данные) от пластового давления. Расчетные значения давления ГРП и фактические значения приведены на рис. 7, где каждая точка соответствует средним данным за один год. При высоких пластовых давлениях формула Итона дает заниженные результаты, а при низких – полученные области пересекаются [5].

Анализируя приведенные факты, можно сделать вывод о том, что на больших глубинах при наличии АВПД формулой Итона пользоваться нельзя.

В конкретной скважине в горной породе имеется сеть трещин, а давление пластового флюида в замкнутых порах создает внут- ренние напряжения и не оказывает влияния на состояние матрицы. Условием начала поглощения является превышение давления жидкости в стволе скважины над давлением раскрытия трещин. Если пластовое давление и давление в скважине меньше бокового горного, то трещина сомкнута. Поглощение может возникнуть в случае превышения бокового горного давления над гидростатическим. Условие возникновения поглощения [6]:

                        (12)

 

при Pпл ≤ Pпор,

где Pпор – поровое давление, МПа.

Коэффициент Пуассона μ для известняков находится в пределах 0,26–0,33. Используя наименьшее значение коэффициента Пуассона для известняков, равное 0,26 (трещиноватый известняк), по формуле (12) определим давление гидроразрыва пород на глубинах 5681 и 6150 м и градиент гидроразрыва, который характеризует давление на глубине образования трещины, приходящееся на единицу длины [3].

Рассчитанные значения давления гидроразрыва пород применимы только к трещиноватым коллекторам. В среднем для плотных пород коэффициент μ = 0,33. Для определения давления ГРП в плотных монолитных породах воспользуемся формулой:

,                       (13)

 

где Pс max – максимальное давление в скважине, не приводящее к гидроразрыву.

Уравнение получено для условий недопущения растягивающих напряжений на стенке скважины. Фактически горная порода должна сопротивляться растяжению. С учетом поправки неравенство (13) примет вид:

.                       (14)

Результаты расчетов сведены в табл. 3.

Таким образом, уточненный механизм расчета предельного давления в скважине позволяет сделать вывод о возможности ее углубления до 6150 м на буровом растворе плотностью до 2350 кг/м3.

 

ВЫВОДЫ

Результаты исследований и проведенных расчетов, а также уточненный механизм расчета предельного давления в скважине позволяют сделать следующие выводы:

– существует возможность углубления скважины до определенной глубины с определенной плотностью бурового раствора;

– завышенные реологические параметры бурового раствора предопределяют развитие значительных гидродинамических давлений в скважине и провоцируют газопроявления;

– реологические параметры бурового раствора необходимо поддерживать в минимальных значениях;

– химические реагенты, применяемые для приготовления бурового раствора, в полной мере должны соответствовать термобарическим и горно-геологическим условиям вскрываемого разреза и предотвратить вспенивание бурового раствора.

Таблица 1. Измеренные значения давлений и температуры бурового раствора по стволу скважины Table 1. Measured values of pressures and temperature of drilling mud along the wellbore

Глубина, м 

Depth, m

Гидростатическое давление, МПа 

Hydrostatic pressure, MPa

0

0,10

3507

74,50

4510

94,59

5402*

113,56

* Пластовая температура составляет 197 °С. The reservoir temperature is 197 °C.

 

Таблица 2. Значения температуры буровых растворов различной плотности в трубном пространстве Table 2. Values of temperature of drilling muds with different density in the tubing

Буровой раствор с плотностью 1440 кг/м3

Drilling mud with a density of 1440 kg/m3

Буровой раствор с плотностью 2050 кг/м3

Drilling mud with a density of 2050 kg/m3

 

Время t, мин

Time t, min

Средняя температура Тср, ºС

Average temperature Тср, ºС

Время t, мин

Time t, min

Средняя температура Тср, ºС

Average temperature Тср, ºС

0

90,50

0

136,00

60

154,83

60

173,18

120

168,64

120

180,04

150

172,15

150

181,73

180

174,66

180

182,93

240

178,04

240

184,51

300

180,19

300

185,52

360

181,69

360

186,21

420

182,79

420

186,72

480

183,64

480

187,11

510

183,99

510

187,27

540

184,30

540

187,42

600

184,84

600

187,66

660

185,29

660

187,87

 

Таблица 3. Результаты расчета градиента ГРП Table 3. Results of calculating the fracture gradient

Глубина определения градиента ГРП, м

Depth of determination of the fracture gradient, m

Градиент ГРП, МПа на 100 м

Fracture gradient, MPa per 100 m

 

Схема 1

Scheme 1

Схема 2

Scheme 2

Трещиноватые известняки, μ = 0,26

Fractured limestones, μ = 0,26

Сплошная плотная горная порода, μ = 0,33

Solid dense rocks, μ = 0,33

5681

2,90

2,50

6150

2,98

2,52

 





← Назад к списку